Cap14 Energia Renovables

NORMA ECUATORIANA DE CONSTRUCCIÓN

NEC-11

CAPÍTULO 14

ENERGÍAS RENOVABLES

Energías Renovables

NEC-11 CAPÍTULO 14-2

ÍNDICE

PARTE 14-1. SISTEMAS DE CALENTAMIENTO DE AGUA CON ENERGÍA SOLAR PARA USO SANITARIO EN EL ECUADOR .................................................................................................................................. 6 ASPECTOS TÉCNICOS PRELIMINARES ................................................................................................. 6

14.1.1. OBJETO ............................................................................................................................... 6 14.1.2. ALCANCE ............................................................................................................................ 6 14.1.3. PROPÓSITO ........................................................................................................................ 6 14.1.4. DEFINICIONES, NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS ................................................................. 6

14.1.4.1. DEFINICIONES ............................................................................................................. 6 14.1.4.2. NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS .................................................................................. 9

14.1.5. DISPOSICIONES GENERALES............................................................................................. 10 14.1.5.1. OBLIGATORIEDAD ..................................................................................................... 10 14.1.5.2. ENTIDADES DE CONTROL Y HOMOLOGACIÓN ......................................................... 10 14.1.5.3. SALVEDADES ............................................................................................................. 10 14.1.5.4. JURISDICCIÓN ........................................................................................................... 10 14.1.5.5. REVISIÓN Y COMENTARIOS ...................................................................................... 11

14.1.6. NORMAS DE REFERENCIA ................................................................................................ 11 14.1.6.1. NMX-ES-001-NORMEX-2005 .................................................................................... 11 14.1.6.2. NADF-008-AMBT-2005 ............................................................................................. 11 14.1.6.3. DOCUMENTO ANC-0603-17-01 ................................................................................ 11 14.1.6.4. DOCUMENTO ANC-0603-13-01 ................................................................................ 11 14.1.6.5. PROY-NMX-ES-002-NORMEX-2006 .......................................................................... 11 14.1.6.6. CTE HE4 ..................................................................................................................... 11 14.1.6.7. S/N ............................................................................................................................ 11 14.1.6.8. ANM 2003\3 ............................................................................................................. 12 14.1.6.9. IDAE PET-REV OCTUBRE 2002................................................................................... 12 14.1.6.10. NTE INEN 0:1990..................................................................................................... 12 14.1.6.11. NTE INEN 1000:2008 .............................................................................................. 12 14.1.6.12. UNE-EN 12975 ........................................................................................................ 12

CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS SOLARES TÉRMICOS Y DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES ................ 12 14.1.7. CRITERIOS DE CLASIFICACIÓN .......................................................................................... 12 14.1.8. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO ................................................................................... 13 14.1.9. DESCRIPCIÓN GENERAL DE COMPONENTES ................................................................... 14

14.1.9.1. COLECTOR SOLAR TÉRMICO ..................................................................................... 15 14.1.9.2. TANQUE TERMOSOLAR ............................................................................................ 17 14.1.9.3. SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL ................................................................... 18 14.1.9.4. TUBERÍAS Y ACCESORIOS .......................................................................................... 18

DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA SOLAR TÉRMICO PARA AGUA CALIENTE SANITARIA ......... 18 14.1.10. RECURSO SOLAR EN EL ECUADOR ............................................................................. 18

14.1.11. DIMENSIONAMIENTO .................................................................................................... 21 14.1.11.1. DIMENSIONADO DE LOS COLECTORES ................................................................... 22 14.1.11.2. DIMENSIONADO DEL TERMOTANQUE ................................................................... 22

14.1.12. DIMENSIONAMIENTO DE SISTEMAS DE APOYO ............................................................ 23 REQUISITOS DE MATERIALES Y FABRICACIÓN ................................................................................. 24

14.1.13. MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN COLECTORES SOLARES PLANOS ............................... 24 14.1.13.1 GENERAL .................................................................................................................. 24 14.1.13.2. CUBIERTA ................................................................................................................ 24 14.1.13.3. MATERIAL Y FORMA DEL CIRCUITO HIDRÁULICO .................................................. 24 14.1.13.4. RECUBRIMIENTO DE LA PLACA COLECTORA .......................................................... 25



14.1.13.5. AISLANTE TÉRMICO ................................................................................................ 25 14.1.13.6. MARCO EXTERIOR ................................................................................................... 25 14.1.13.7. FIJACIONES.............................................................................................................. 25 14.1.13.8. CONEXIONES ........................................................................................................... 25 14.1.13.9. ELEMENTOS DE CIERRE ........................................................................................... 25 14.1.13.10. ACCESIBILIDAD DEL COLECTOR SOLAR ................................................................. 25

14.1.14. TANQUE DE ALMACENAMIENTO ................................................................................... 26 14.1.15. ACCESORIOS .................................................................................................................. 26

14.1.15.1. GENERALIDADES ..................................................................................................... 26 14.1.15.2. TUBERIAS ................................................................................................................ 26 14.1.15.3. VÁLVULAS ............................................................................................................... 26 14.1.15.4. TANQUE DE EXPANSIÓN ......................................................................................... 27 14.1.15.5. INTERCAMBIADORES DE CALOR ............................................................................. 27 14.1.15.6. BOMBAS DE CIRCULACIÓN ..................................................................................... 27

14.1.16. ELEMENTOS DE SEGURIDAD .......................................................................................... 27 14.1.17. ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO ................................................................................ 27

ENSAYOS DE HOMOLOGACIÓN Y ETIQUETADO ............................................................................... 27 14.1.18. ENSAYOS DE HOMOLOGACIÓN ..................................................................................... 27

14.1.18.1. ENTIDAD A CARGO ................................................................................................. 27 14.1.18.2. DISPOSICIÓN TRANSITORIA .................................................................................... 28

14.1.19. EFICIENCIA DEL COLECTOR ............................................................................................ 28 14.1.20. ETIQUETADO COLECTOR SOLAR .................................................................................... 29

14.1.20.1. UBICACIÓN.............................................................................................................. 29 14.1.20.2. INFORMACIÓN ........................................................................................................ 29 14.1.20.3. DIMENSIONES Y COLORES ...................................................................................... 30

14.1.21. ETIQUETADO DEL TANQUE TERMOSOLAR .................................................................... 30 PARTE 14-2. SISTEMAS DE GENERACIÓN CON ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA SISTEMAS AISLADOS Y CONEXIÓN A RED DE HASTA 100 Kw EN EL ECUADOR ................................................. 31

14.2.1. ASPECTOS TÉCNICOS PRELIMINARES .............................................................................. 31 14.2.1.1. OBJETO ..................................................................................................................... 31

14.2.1.2. ALCANCE ....................................................................................................................... 31 14.2.1.3. PROPÓSITO ............................................................................................................... 31 14.2.1.4. DEFINICIONES, NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS ........................................................ 31

14.2.2. DISPOSICIONES GENERALES............................................................................................. 36 14.2.2.1. OBLIGATORIEDAD ..................................................................................................... 36 14.2.2.2. ENTE DE CONTROL .................................................................................................... 37 14.2.2.3. SALVEDADES ............................................................................................................. 37 14.2.2.4. JURISDICCIÓN ........................................................................................................... 37 14.2.2.5. REVISIÓN Y COMENTARIOS ...................................................................................... 37 14.2.2.6. NORMAS DE REFERENCIA ......................................................................................... 37 14.2.2.7. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ...................................................................................... 38

14.2.3. CLASIFICACIÓN SFV .......................................................................................................... 40 14.2.3.1. AISLADOS (SFVA) ...................................................................................................... 40 14.2.3.2. CONECTADOS A LA RED ............................................................................................ 40 14.2.3.3. HÍBRIDOS .................................................................................................................. 40

14.2.4. COMPONENTES SFV ......................................................................................................... 40 14.2.4.1. PANEL FOTOVOLTAICO ............................................................................................. 41 14.2.4.2. INVERSOR ................................................................................................................. 44 14.2.4.3. INVERSOR DE CONEXIÓN A RED ............................................................................... 46 14.2.4.4. ESTRUCTURAS DE SOPORTE DEL SFV ....................................................................... 47 14.2.4.5. ELEMENTOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO ................................................. 48 14.2.4.6. TABLEROS ELÉCTRICOS ............................................................................................. 49



14.2.4.7. CABLES ...................................................................................................................... 49 14.2.4.8. INSTALACIONES ELÉCTRICAS INTERIORES ................................................................ 51 14.2.4.9. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN E IDENTIFICACIÓN ........................................................ 51 14.2.4.10. EQUIPAMIENTO (CARGAS ELÉCTRICAS) ................................................................. 51

14.2.5. ELEMENTOS DE MEDICIÓN Y REGISTRO DE PARÁMETROS DEL SFV ............................... 52 14.2.6. DISEÑO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS .......................................................................... 53

14.2.6.1. CRITERIOS ................................................................................................................. 53 14.2.6.2. CONSIDERACIONES TÉCNICAS .................................................................................. 53

14.2.7. DIMENSIONAMIENTO ...................................................................................................... 59 14.2.7.1. SFVA AISLADOS ......................................................................................................... 59

14.2.8. TELECOMUNICACIONES ................................................................................................... 63 14.2.8.1. SFVAM EN MICRO RED ............................................................................................. 63

14.2.9. HOMOLOGACIÓN ............................................................................................................. 67 14.2.9.1. ENTIDAD A CARGO.................................................................................................... 67 14.2.9.2. DISPOSICIÓN TRANSITORIA ...................................................................................... 67

14.2.10. ETIQUETADO .................................................................................................................. 67 14.2.10.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .................................................................................. 67 14.2.10.2. BATERÍA .................................................................................................................. 68 14.2.10.3. REGULADOR DE CARGA .......................................................................................... 68 14.2.10.4. INVERSOR ............................................................................................................... 68

ANEXOS ............................................................................................................................................ 72 14.A1.1. DATOS DE RADIACIÓN SOLAR EN EL ECUADOR ................................................................. 72 14.A1.2. DATOS DEL CONELEC ......................................................................................................... 77 14.A1.3. OTRAS FUENTES ................................................................................................................. 78 14.B1.1. MÉTODO DE CÁLCULO RECOMENDADO ............................................................................ 78 14.C1.1. EJEMPLO DE CÁLCULO ....................................................................................................... 84

14.C1.1.1. ANTECEDENTES ...................................................................................................... 84 14.C1.1.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ............................................................... 85 14.C1.1.3. ELECCIÓN DE LOS COLECTORES .............................................................................. 87 14.C1.1.4. CÁLCULO DE LA COBERTURA SOLAR ...................................................................... 87

14.D1.1. TABLAS DE DEMANDA ENERGÉTICA .................................................................................. 89 14.D1.2. DATOS RECOPILADOS DEL XV SIMPOSIO PERUANO DE ENERGIA SOLAR ..................... 90 14.D1.2. REFERENCIA EDIFICIO DE OFICINAS Y VIVIENDAS EN NUEVA YORK ............................. 90

14.E1. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGAR EL PROVEEDOR O CONTRATISTA CON SU OFERTA PARA FACILITAR LA SELECCIÓN DE EQUIPOS ................................................................................... 91

14.E1.1 COLECTOR SOLAR ............................................................................................................ 92 14.E1.2. TANQUE DE ALMACENAMIENTO ................................................................................... 92 14.E1.3. ACCESORIOS Y TUBERÍAS ............................................................................................... 93 14.E1.4. CERTIFICADO DE PRUEBA .............................................................................................. 93 14.E1.5. GARANTÍA TÉCNICA ....................................................................................................... 93

14.F1. DOCUMENTOS Y SERVICIOS QUE EL PROVEEDOR O CONTRATISTA DEBE ENTREGAR CON LOS EQUIPOS. ................................................................................................................................... 93

14.F1.1. MANUAL DE INSTALACIÓN ............................................................................................ 93 14.F1.2. MANUAL DE OPERACIÓN ............................................................................................... 94 14.F1.3. PLAN DE MANTENIMIENTO ........................................................................................... 94 14.F1.4. SERVICIO Y PARTES DE REEMPLAZO .............................................................................. 94 14.F1.5. PELIGROS ....................................................................................................................... 94 14.F1.6. NOTAS DEL INSTALADOR ............................................................................................... 94

14.G1. GUÍA PARA LA INSTALACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE SISTEMAS SOLARES TÉRMICOS PARA CALENTAMIENTO DE AGUA PARA USO DOMESTICO ........................................... 94

14.G1.1. DESCRIPCIÓN ................................................................................................................. 95 14.G1.2. OPERACIÓN ................................................................................................................... 95



14.G1.3. MANTENIMIENTO ......................................................................................................... 96 14.A2. EJEMPLO DE CÁLCULO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO AISLADO RESIDENCIAL ................ 98

14.A2.1 CÁLCULO DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ....................................................................... 98 14.A2.2. CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOBRE SUPERFICIE INCLINADA Y HORAS SOLARES .......... 98 14.A2.3. ESTIMACIÓN DEL RENDIMIENTO GLOBAL DEL SISTEMA (PR) ....................................... 99 14.A2.4. CÁLCULO DE LA POTENCIA PICO DEL ARREGLO FOTOVOLTAICO .................................. 99 14.A2.5. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL BANCO DE BATERÍAS .............................................. 100 14.A2.6. CONTROLADOR DE CARGA E INVERSOR ...................................................................... 100

14.B2. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGAR EL PROVEEDOR O CONTRATISTA CON SU OFERTA PARA FACILITAR LA SELECCIÓN DE EQUIPOS ................................................................................. 101

14.B2.1. MÓDULO FOTOVOLTAICO ........................................................................................... 101 14.B2.2. BATERIAS ..................................................................................................................... 102 14.B2.3. CONTROLADOR DE CARGA .......................................................................................... 102 14.B2.4. LUMINARIAS ................................................................................................................ 102 14.B2.5. INVERSOR..................................................................................................................... 103 14.B2.6. CABLES ......................................................................................................................... 103 14.B2.7. SOPORTE DEL MODULO FOTOVOLTAICO .................................................................... 103 14.B2.8. ACCESORIOS ELÉCTRICOS ............................................................................................ 104 14.B2.9. CAJAS Y GABINETES ..................................................................................................... 104 14.B2.10. GARANTÍAS ................................................................................................................ 104

14.C2. DOCUMENTOS Y MANUALES QUE EL PROVEEDOR O CONTRATISTA DEBE ENTREGAR CON LOS EQUIPOS .................................................................................................................................. 104 14.D2. SERVICIOS QUE DEBE OFRECER EL PROVEEDOR O DISTRIBUIDOR ..................................... 105 14.E2. GUÍA PARA UN PROGRAMA DE SOSTENIBILIDAD ............................................................... 105 14.F2. ASPECTOS AMBIENTALES Y DISPOSICIÓN FINAL DE LOS COMPONENTES .......................... 106

14.F2.1. DISPOSICIÓN FINAL DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ................................................... 106 14.F2.2. PANELES ....................................................................................................................... 107 14.F2.3. VIDRIO .......................................................................................................................... 107 14.F2.4. CELDAS SOLARES .......................................................................................................... 107 14.F2.5. CONEXIONES ................................................................................................................ 107 14.F2.6. ESTRUCTURA ................................................................................................................ 107 14.F2.7. ACCESORIOS Y CONEXIONES ........................................................................................ 107 14.F2.8. REGULADOR DE CARGA E INVERSOR ........................................................................... 107 14.F2.9. BATERÍAS ...................................................................................................................... 108

14.G2. GUÍA PARA LA VERIFICACIÓN Y MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ............................................................................................................................ 108

14.G2.1. PROCEDIMIENTOS DE MEDIDA DE COMPONENTES Y SISTEMA ................................. 108 14.G2.3. OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y EVALUACIÓN ......................................................... 110



CAPÍTULO 14 - ENERGÍAS RENOVABLES

PARTE 14-1. SISTEMAS DE CALENTAMIENTO DE AGUA CON ENERGÍA

SOLAR PARA USO SANITARIO EN EL ECUADOR

ASPECTOS TÉCNICOS PRELIMINARES

14.1.1. OBJETO

Esta norma establece las especificaciones técnicas mínimas de fabricación e

instalación, y guías para el dimensionamiento que deben cumplir los Sistemas Solares

Térmicos (SST) para calentamiento de agua en aplicaciones menores a 100 °C,

respecto de los aspectos técnicos, clasificación, descripción, dimensionamiento,

componentes, ensayos de homologación y etiquetado. Establece además, la

información que debe entregar el fabricante con sus equipos y las consideraciones de

seguridad para los usuarios de los SST.

14.1.2. ALCANCE

Esta norma aplica a los sistemas de calentamiento de agua sanitaria (ACS) con energía solar en edificaciones públicas y privadas para uso residencial, comercial, deportivo, servicios, aplicaciones industriales y otras.

14.1.3. PROPÓSITO

La presente Norma ha sido elaborada para promover y estandarizar la fabricación y utilización de SST, como fuente alterna y renovable de energía primaria en calentamiento de agua de uso sanitario, que permita disminuir el consumo de combustibles fósiles y las emisiones inherentes.

14.1.4. DEFINICIONES, NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS

14.1.4.1. DEFINICIONES

Absorbedor. Es la parte de un colector que recibe la energía radiante y la transforma en energía térmica, la cual se transfiere inmediatamente al fluido de trabajo, para poder seguir actuando como absorbedor.

Absortancia o absortividad. Fracción de la radiación absorbida de la radiación solar incidente sobre el colector.

Agua caliente sanitaria. Agua para consumo humano, con temperatura cercana a los 40 °C.

Aislamiento térmico. Materiales de bajo coeficiente de conductividad térmica, cuyo empleo en los SST tiene por objeto reducir las pérdidas.

Ángulo de incidencia. Es el ángulo entre la radiación solar directa y la normal al plano de abertura.

Ángulos de inclinación del colector. Angulo menor entre el plano de abertura de un colector solar y el plano horizontal.

Área bruta o total. Es el área entre los límites exteriores del colector, generalmente los bordes externos de la carcasa del mismo.



Área de apertura. Superficie visible o abierta del colector para la radiación solar. Por lo general, coincide con el área de la cubierta transparente visible (sin contar la junta). Para los colectores de tubos de vacío sin reflectores, es el producto del diámetro interno del tubo, por la longitud interna cilíndrica no sombreada y el número de tubos. En el caso de los reflectores en la parte posterior del colector o en su interior, se define como la proyección del área del absorbedor y del reflector en el plano del colector.

Área de absorción. Área del colector que permite la transferencia de calor de la radiación solar.

Bombas de circulación. Dispositivo que produce el movimiento forzado del fluido en los colectores.

Calentador auxiliar. Dispositivo o equipo que suministra calor mediante combustible o energía eléctrica, como complemento del SST.

Campo de colectores. Suma total de las áreas de apertura de los colectores individuales.

Coeficiente global de pérdidas. Suma de las pérdidas de calor del colector por conducción, convección y radiación, expresada en W/°C.m2.

Constante Solar. Es el valor promedio anual de la radiación solar que llega a la superficie exterior de la atmósfera de la Tierra; su valor es 1367 W/m2.

Corrosión. Deterioro que sufren los materiales por efecto del ambiente.

Corrosión galvánica. Ataque y destrucción progresiva de un metal mediante una acción química, resultante del fenómeno de electrólisis entre dos metales de potencial eléctrico diferente que se hallan en contacto, y en presencia de humedad.

Dispositivo de drenado. Tapón o válvula que se utiliza para permitir la salida de los sedimentos o partículas sólidas contenidas en el agua, de modo que se evite su acumulación en un medio confinado.

Dureza del agua. Suma de las concentraciones de calcio y magnesio, expresadas en mg/l.

Eficiencia energética. Relación entre la energía aprovechada y la total utilizada en cualquier proceso de gasto energético. Es aquella parte proporcional de energía radiante que el SST convierte en calor.

Eficiencia óptica. Calidad óptica del colector que viene dada por el parámetro FR(τα) donde FR es el factor de retención de calor del colector, que determina la capacidad de aprovechamiento de la radiación solar del mismo, e incluye todos los parámetros de transferencia de calor en el vidrio, la placa colectora, el aislamiento, el diseño de colector (diámetro, longitud y separación de los tubos), de la placa al líquido y el caudal de masa de agua; τ es el coeficiente de transmitividad del vidrio, próximo a 1, y α es el coeficiente de absortividad de la placa colectora y debe tender a 1.

Emitancia o emitividad. Relación de la cantidad de energía radiante liberada (emitida) por una superficie particular a una temperatura y longitud de onda especificada, con respecto a la emitancia de un cuerpo negro a la misma temperatura y longitud de onda.

Energía solar disponible. Cantidad de radiación solar promedio diaria o mensual registrada estadísticamente, a partir de las mediciones en cierto lugar geográfico.

Energía útil. Cantidad de calor efectiva que se aprovecha en un proceso para incrementar la temperatura de un fluido de trabajo.

Factor de cobertura solar. Razón del suministro de la fuente solar de un sistema, respecto de la demanda total del mismo.

Fluido de transferencia de calor. Fluido encargado de transportar la energía captada en el colector hacia el acumulador o los puntos de consumo.



Horas de Sol. Número de horas de Sol a 1000 W/m2.dia que incide sobre una superficie. Ejemplo: 4,5 horas de sol = 4,5 kWh/m2.día.

Incrustaciones. Costra dura, generalmente de carbonato de calcio que se forma en las superficies de tuberías y tanques en contacto con agua.

Intercambiador de calor. Dispositivo mecánico cuya finalidad es transferir energía térmica entre dos fluidos que se mantienen separados entre sí, y están a diferente temperatura.

Irradiación o radiación solar. Energía proveniente del Sol que incide sobre una superficie de un metro cuadrado en la superficie de la Tierra. Esta irradiación es la suma de la radiación directa, indirecta, reflejada, difusa y esparcida en la atmósfera.

Irradiancia. Es el flujo radiante del sol incidente sobre una superficie por unidad de área (W/m2).

Pérdidas térmicas. Cantidad de energía perdida por un cuerpo hacia el ambiente, por conducción, convección o radiación.

Propiedades ópticas. Características propias de la materiales bajo la presencia de radiaciones electromagnéticas y/o visibles.

Piranómetro. Instrumento para medir la radiación hemisférica total del sol, sobre una superficie horizontal.

Pirheliómetro. Instrumento usado para medir la radiación proveniente del sol y de una pequeña franja del cielo alrededor del sol (radiación directa) con incidencia normal.

Producción energética anual del colector. Energía producida por unidad de superficie del colector en un año, para una diferencia de temperatura determinada, y una radiación promedio anual dada.

Radiación global o hemisférica. Cantidad de energía incidente por unidad de superficie desde la totalidad de un hemisferio sobre la superficie. Es la suma de la radiación directa y la difusa.

Radiación instantánea. Es la energía solar incidente por unidad de área y unidad de tiempo.

Sistema convencional de calentamiento de agua. Equipo que se utiliza para calentar agua, mediante combustibles fósiles o electricidad.

Sistema de alivio de presión. Dispositivo de acción pasiva o activa que protege al sistema de calentamiento de agua de incrementos de presión que pudiesen comprometer su integridad física u operacional.

Sistema de circulación forzada. SST que utiliza una bomba para impulsar el fluido de transferencia de calor a través de los colectores.

Sistema directo. SST en el cual el agua de consumo pasa directamente por los colectores (ver Figura 14.1.1).

Sistema indirecto. SST en que el fluido de transferencia de calor, diferente del agua para consumo, es el que se calienta en el colector; posteriormente entrega su calor en un intercambiador, al agua de consumo (ver Figura 14.1.1.).

Figura 14.1.1. Sistemas de calentamiento solar directo e indirecto



Superficie selectiva. Recubrimiento de una superficie metálica de un colector solar fabricado a base de elementos galvánicos en negro cromo, negro de níquel y compuestos de titanio, que permite una alta absortividad de las frecuencias hasta 3000 nm (mayor a 95%) y baja emisividad de las ondas infrarrojas (menor al 5%) en colectores solares, lo cual mejora la eficiencia de la captación de energía.

Sistema Solar Térmico (SST). Conjunto de dispositivos que transforman la radiación solar en energía térmica, que puede ser absorbida por un fluido de trabajo para diversas aplicaciones.

Sistema termosifón. SST que utiliza la diferencia de densidad del fluido de transferencia de calor entre el agua caliente y el agua fría, para lograr la circulación entre el colector y el dispositivo acumulador, o el intercambiador de calor.

Temperatura ambiente (Ta). Temperatura del aire que rodea al colector solar.

Tanque de almacenamiento o termotanque. Dispositivo que recibe y almacena el agua que se ha calentado en el colector, para su uso sanitario.

Temperatura de estancamiento. Máxima temperatura del fluido que se logra cuando el colector está sometido a altos niveles de radiación y temperatura ambiente, con la velocidad del viento despreciable, y no existe circulación en el colector, que se encuentra en condiciones cuasi-estacionarias.

Temperatura de descarga o de salida (Ts). Temperatura del agua caliente extraída del sistema.

Temperatura de entrada del fluido (Te). Temperatura a la entrada del colector.

Temperatura crítica. Es la diferencia de temperatura mínima, entre la entrada y salida del colector, a la cual el calor producido es aprovechable.

Transmitancia o Transmitividad. Propiedad de los materiales τ (tau) que indica la relación entre

la radiación transmitida en un medio y la radiación que incide sobre el mismo. Debe tender a 1.

Velocidad del aire circundante. Velocidad del aire medida en una ubicación especifica próxima a un colector o sistema.

Vida útil. Tiempo transcurrido entre el momento de iniciar la operación, hasta el momento en que la eficiencia ha descendido a valores no significativos, respecto de su eficiencia original.

14.1.4.2. NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS

Tabla 14.1.1. Nomenclatura

SIMBOLO DESCRIPCIÓN UNIDADES

AC Área de captación solar m2

C Consumo específico de agua caliente a 60°C por persona y por día Litros/persona/día

CpH2O Capacidad calorífica del agua kJ/kgK

F Factor de cobertura solar Adimensional

H Media mensual diaria de radiación sobre superficie horizontal MJ/m2

TH media mensual diaria de radiación incidente sobre la superficie del captador inclinado

MJ/m2

Is Irradiancia solar W/m2

K Coeficiente de conductividad térmica, coeficiente de corrección de la media mensual diaria de radiación para una superficie inclinada respecto de la superficie horizontal

W/mK

Adimensional



LTOT Demanda energética mensual MJ

NH Número de usuarios Adimensional

NM Número de días del mes Adimensional

Qu Energía útil del sistema solar térmico MJ

Ta Temperatura ambiente

°C

aT Media mensual de temperatura ambiente °C

TACS Temperatura de diseño del agua caliente sanitaria °C

Te Temperatura de entrada del fluido al colector °C

Tred Temperatura del agua fría de la red °C

X Energía absorbida por el colector

Xc Corrección del término X debido al volumen de acumulación Adimensional

Xcc Corrección del término X debido a fluctuaciones de la temperatura de la red Adimensional

Y Energía perdida por el colector

V Volumen de acumulación litros

nRF Factor de eficiencia óptica del colector Adimensional

LRUF Coeficiente global de pérdidas del colector W/mK

R

R

F

F

factor de corrección del intercambiador, en el caso de sistemas directos su valor es 1, para sistemas con intercambiador su valor puede ser aproximado a 0.9

Adimensional

n

factor de pérdida de rendimiento debido al ángulo de incidencia. Este puede ser calculado en detalle o ser considerado del orden del 5%, es decir la ecuación se verá afectado por un término de 0.95

Adimensional

Δt Tiempo de un mes en segundos s

ΡH2O Densidad del agua kg/m3

η Eficiencia del colector solar Adimensional

14.1.5. DISPOSICIONES GENERALES

14.1.5.1. OBLIGATORIEDAD

La presente norma es de carácter obligatorio desde la fecha de su promulgación por parte del INEN, tanto para los SST y sus componentes fabricados localmente, como para los importados.

14.1.5.2. ENTIDADES DE CONTROL Y HOMOLOGACIÓN

La presente norma presupone la existencia de un Organismo de Control gubernamental de los SST instalados (fabricados localmente o importados) en el Ecuador, con el concurso del INEN y del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable del Ecuador. También es imprescindible la existencia de un Laboratorio de Pruebas y Homologación de SST y componentes.

14.1.5.3. SALVEDADES

No están necesariamente regulados por esta Norma los SST instalados, antes de la fecha de promulgación de la misma.

14.1.5.4. JURISDICCIÓN

La presente Norma está bajo la jurisdicción del Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN).



14.1.5.5. REVISIÓN Y COMENTARIOS

Esta Norma deberá revisarse o actualizarse, a los 5 años siguientes a la publicación de la declaratoria de vigencia, o antes bajo el protocolo establecido por el INEN para el efecto.

Los comentarios que puedan surgir deberán ser enviados a las siguientes direcciones:

INEN, Casilla 17-01-3999 – Baquerizo Moreno E8-29 y Almagro, Quito - Ecuador.

MEER, Subsecretaría de Eficiencia Energética y Energía Renovable, Av. Eloy Alfaro N29-50 y 9 de Octubre, Quito – Ecuador.

CIMEPI, Subcomité técnico de Energías Renovables, Calle Juan de Velasco N26-183 y Av. Orellana, Quito.

14.1.6. NORMAS DE REFERENCIA

Para la elaboración de la presente Norma Técnica, se han consultado las siguientes normativas:

14.1.6.1. NMX-ES-001-NORMEX-2005

Sociedad Mexicana de Normalización y Certificación (NORMEX), Subcomité de Calentadores Solares. “ENERGIA SOLAR- RENDIMIENTO TÉRMICO Y FUNCIONALIDAD DE COLECTORES SOLARES PARA CALENTAMIENTO DE AGUA- MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO”, vigencia a partir del 14 de octubre de 2005, México DF.

14.1.6.2. NADF-008-AMBT-2005

Secretaría de Medio Ambiente. “NORMA AMBIENTAL PARA EL DISTRITO FEDERAL QUE ESTABLECE LAS ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA EL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA SOLAR EN EL CALENTAMIENTO DE AGUA EN ALBERCAS, FOSAS DE CLAVADOS, REGADERAS, LAVAMANOS, USOS DE COCINA, LAVANDERÍA Y TINTORERÍA”, expedida el 14 de diciembre de 2005, México DF.

14.1.6.3. DOCUMENTO ANC-0603-17-01

Unidad De Planeación Minero Energética (UPME) – ICONTEC - AENE, “ANTEPROYECTO DE NORMA - SISTEMAS DE CALENTAMIENTO SOLAR DOMÉSTICO DE AGUA (TRANSFERENCIA DE CALOR DE UN LÍQUIDO A OTRO)”, Bogotá, marzo 2003.

14.1.6.4. DOCUMENTO ANC-0603-13-01

Unidad De Planeación Minero Energética (UPME) – ICONTEC – AENE, “GUÍA DE ESPECIFICACIONES DE SISTEMAS DE CALENTAMIENTO DE AGUA PARA USO DOMESTICO CON ENERGIA SOLAR EN COLOMBIA”, Bogotá, marzo 2003.

14.1.6.5. PROY-NMX-ES-002-NORMEX-2006

Subcomité de Terminología; del Comité Técnico de Normalización Nacional para Energía Solar, NESO-13, coordinado por la Sociedad Mexicana de Normalización y Certificación S.C., “ENERGÍA SOLAR – DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA”, fecha de emisión 20 de septiembre de 2006.

14.1.6.6. CTE HE4

Ministerio de Fomento de España, Dirección General de la Vivienda, la Arquitectura y el Urbanismo, “DOCUMENTO BÁSICO HE DE AHORRO DE ENERGÍA: APORTACIÓN MÍNIMA DE AGUA CALIENTE SANITARIA”, Madrid, noviembre 2003.

14.1.6.7. S/N

Agência d’ Energia de Barcelona. “MODIFICACIÓ INTEGRAL DE L’ANNEX SOBRE CAPTACIÓ SOLAR TÈRMICA DE L’ORDENANÇA GENERAL DE MEDI AMBIENT URBÀ”, aprovada pel plenari de l’



Ajuntament de Barcelona el 24 de febrer del 2006; 2_2 Text Modificació de l’OST, versió aprovada finalement.

14.1.6.8. ANM 2003\3

Ayuntamiento de Madrid. “ORDENANZA SOBRE CAPTACIÓN DE ENERGÍA SOLAR PARA USOS TÉRMICOS”, Ordenanza Municipal 27/03/2003, publicaciones BO Comunidad de Madrid 09-05-2003, núm. 109, pág. 85-88.

14.1.6.9. IDAE PET-REV OCTUBRE 2002

IDAE/INTA. Convenio Para el Impulso Tecnológico de la Energía Solar “PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS DE INSTALACIONES DE BAJA TEMPERATURA”, Madrid, octubre 2002.

14.1.6.10. NTE INEN 0:1990

Instituto Ecuatoriano de Normalización, “NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 0:1990 - ESTRUCTURA Y PRESENTACIÓN DE DOCUMENTOS NORMATIVOS – REQUISITOS”, primera edición, Quito, 17 de mayo de 1990.

14.1.6.11. NTE INEN 1000:2008

Instituto Ecuatoriano de Normalización, “NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 1000:2008, - ELABORACIÓN, ADOPCIÓN Y APLICACIÓN DE REGLAMENTOS TÉCNICOS ECUATORIANOS, primera revisión, 31 de octubre de 2008.

14.1.6.12. UNE-EN 12975

Publicadas por la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR).

UNE-EN 12975-1:2006. Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 1: Requisitos generales, año 2001.

UNE-EN 12975-2:2006. Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 2: Métodos de ensayo, año 2003.

UNE-EN 12976-1:2006. Sistemas solares térmicos y sus componentes. Sistemas prefabricados. Parte 1: Requisitos generales, año 2006.

UNE-EN 12976-2:2006. Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas prefabricados. Parte 2: Métodos de ensayo, año 2006.

CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS SOLARES TÉRMICOS Y DESCRIPCIÓN DE

COMPONENTES

14.1.7. CRITERIOS DE CLASIFICACIÓN

Para efecto de esta norma, los SST se clasifican según los siguientes criterios más importantes:

SST con o sin fuentes auxiliares para calentamiento del agua.

SST con circulación por diferencia de densidades (termosifón) o por circulación forzada.

SST con almacenamiento directo del agua caliente sanitaria o calentamiento indirecto mediante intercambiador de calor.

SST con colectores planos o de tubos de vacío.

SST abiertos o cerrados en relación a la presión de trabajo.

SST verticales u horizontales, según la posición del tanque de reserva.

SST centralizados o distribuidos, en aplicaciones masivas.



SST manométricos o por gravedad

SST con fluido anticongelante, con intercambiador de calor.

Se destaca el hecho que esta clasificación es indicativa y no limitante. La verificación del rendimiento y homologación, es aplicable a todos los tipos de sistemas y colectores.

14.1.8. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Un SST para calentamiento de agua para uso doméstico, está conformado por los siguientes componentes principales: un colector solar plano, un tanque de almacenamiento, un sistema de control, las acometidas hidráulicas con los elementos de seguridad y un sistema de apoyo (ver Figura 14.1.2).

Figura 14.1.2. Sistema para calentamiento de agua de uso residencial

El colector solar capta y transforma la energía radiante del sol en calor, el cual se transfiere al fluido de trabajo por conducción. Este fluido se mueve entre el tanque de reserva y el colector, por diferencia de temperatura, de forma natural o forzada. Cuando hay consumo de agua caliente, ésta es reemplazada por agua fría de la red que alimenta al tanque termosolar.

En un sistema de termosifón, para que el sistema opere de forma automática el tanque debe estar por encima de la parte más alta del colector.

Las condiciones de diseño de un SST deben involucrar aspectos tales como:

a. Aprovechar de forma óptima el recurso solar disponible.

b. Ser dimensionado de acuerdo al consumo requerido de agua caliente.

c. Todos los elementos que componen el sistema, incluidos los ductos y accesorios, deben estar construidos para asegurar un desempeño eficiente, confiable y seguro durante la vida útil prevista para cada uno de ellos.

d. Ser diseñado para que la integración de sus partes no requiera de asistencia técnica por largos periodos.



e. Ser diseñado para soportar la acción del ambiente local.

f. Si en el diseño del SST se incluye complemento auxiliar de energía, se sugiere que tenga funciones automáticas para que todo el conjunto opere autónomamente.

14.1.9. DESCRIPCIÓN GENERAL DE COMPONENTES

Una instalación de calentamiento de agua para uso doméstico, tiene tres subsistemas esenciales:

Sistema de captación, formado por los colectores solares, encargados de transformar la radiación solar incidente en energía térmica de forma que se caliente el fluido de trabajo (generalmente agua) que circula por ellos.

Sistema de acumulación, constituido por el acumulador, encargado de almacenar el agua caliente.

Sistema de apoyo, energía convencional auxiliar, que sirve para complementar la contribución solar suministrando la energía necesaria para cubrir la demanda prevista, garantizando la continuidad del suministro de agua caliente en los casos de escasa radiación solar o demanda superior a la prevista.

A estos sistemas esenciales se suman sistemas secundarios que permiten el funcionamiento eficaz del sistema total, como son:

Circuito hidráulico, constituido por las tuberías, bombas, válvulas, etc., que se encarga de establecer el movimiento del fluido del sistema.

Sistema de regulación y control, que se encarga de asegurar el correcto funcionamiento del equipo para proporcionar la máxima energía solar térmica posible y que actúa como protección frente a la acción de factores como sobrecalentamiento y otros.

Los SST de termosifón se componen de los siguientes elementos, que se muestran en la Figura 14.1.3.

Af

Ac

Figura 14.1.3. Componentes de un SST de termosifón de placa plana

SIMBOLOGÍA

Pt Panel colector de energía solar térmica.



Ts Tanque termosolar para almacenamiento de la energía térmica (agua caliente). 1 Válvula de compuerta para el acceso de agua fría al tanque. 2 Unión universal. 3 Válvula check. 4 Válvula de seguridad de 80 PSI. 5 Válvula de paso reducido para mantenimiento de los colectores solares. 6 Válvula de paso completo para el funcionamiento normal del equipo solar. 7 Válvula de paso reducido para el mantenimiento del tanque termosolar. AF Agua fría. AC Agua Caliente.

14.1.9.1. COLECTOR SOLAR TÉRMICO

Se trata de un dispositivo que transforma en calor la radiación solar con procesos añadidos de transferencia de calor mediante radiación, conducción y convección.

Su principio físico de funcionamiento se basa en el efecto invernadero, resultado de la característica que tiene un cuerpo transparente, de dejar pasar a través suyo radiación electromagnética.

Figura 14.1.4. Efecto invernadero en un colector

A continuación se destacan los dos tipos más comunes de colectores solares:

a. Colectores solares de placa plana: son elementos constituidos por una superficie absorbente de material de alta conductividad térmica y estable a la corrosión, que conjuntamente con los tubos conductores del fluido de trabajo, con el aporte del aislante térmico, la caja hermética y la cubierta de alta transparencia, hacen posible la ganancia térmica máxima (Figura 14.1.5).

El colector solar plano está constituido por:

a1. Cubierta transparente de vidrio o plástico plano, por la cual pasa la radiación solar,

a2. Superficie o placa de absorción metálica en cobre o aluminio en donde incide la radiación solar y se convierte en calor que se transfiere por conducción a los tubos por los que circula un fluido de trabajo. Las características de la placa pueden ser pueden ser modificadas mediante la aplicación de una superficie selectiva para maximizar la transmitividad y la absortividad.

a3. Material aislante, que bordea la parte lateral e inferior del colector, con el objeto de limitar las pérdidas de calor de la placa absorbente.

a4. Caja o marco que contiene y da soporte al colector solar plano.



Figura 14.1.5. Colector solar de placa plana

Colectores solares de tubos al vacío: La superficie del colector consiste en tubos de vidrio recubiertos en su interior de una superficie metálica colectora. Van dotados de una doble cubierta envolvente, herméticamente cerrada, aislada del interior y del exterior, y en la cual se ha hecho el vacío lo que reduce las pérdidas por convección e incrementa la eficiencia del colector.

Los tubos de vacío suelen ser más eficientes que los colectores de tipo plano especialmente en días fríos, ventosos o nubosos, donde la concentración y el aislamiento de la superficie captadora presentan ventajas sobre la mayor superficie captadora de los paneles planos. Un colector de tubo de vacío generalmente emplea entre 18 y 24 tubos.

Figura 14.1.6. Colector solar de tubos al vacío



14.1.9.2. TANQUE TERMOSOLAR

Se encarga de recibir y almacenar el agua caliente que se ha generado en el colector. Generalmente, es un tanque metálico aislado térmicamente del ambiente exterior para garantizar que sus pérdidas térmicas sean las mínimas posibles. El interior del tanque termosolar, debe estar recubierto por materiales que a más de proteger su vida útil, mantenga condiciones de calidad del agua (Fig. 14.1.7.).

Figura 14.1.7. Corte de tanque termosolar sin intercambiador

Figura 14.1.8. Corte de tanque termosolar con intercambiador

El tanque termosolar cuenta con una línea de suministro de agua fría de la red, y una línea de salida de agua caliente para consumo, además de las líneas de entrada y salida de los colectores.

Entre las funciones que desempeña el tanque de almacenamiento se destacan:



a. Asimila las fluctuaciones de corta duración en la energía solar que recibe el colector solar.

b. Provee autonomía al SST en los intervalos en los que no ocurra generación de calor.

c. Admite sistemas auxiliares de calentamiento de agua, si se requieren.

El tanque debe soportar la presión de suministro hidráulico (la de la red, acueducto o de un sistema hidroneumático), por lo cual, debe cumplir normas de fabricación. Generalmente su forma es cilíndrica, y puede operar en forma horizontal o vertical.

14.1.9.3. SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL

El sistema de regulación y control asegura el correcto funcionamiento del SST, para un mayor aprovechamiento de la energía solar captada y uso adecuado de la energía auxiliar. Comprende los sistemas de medición, regulación, protección y seguridad.

En circulación forzada, el control de funcionamiento normal de las bombas del circuito de colectores, es de tipo diferencial y en caso de que exista depósito de acumulación solar, debe actuar en función de la diferencia entre la temperatura del fluido portador en la salida de la batería de colectores y la del depósito de acumulación.

Se recomienda la utilización de tanques de expansión en todos los SST, como elemento de seguridad adicional para absorber la dilatación del agua al calentarse; es obligatorio en instalaciones que utilicen colectores de tubo de vacío tipo heat pipe.

14.1.9.4. TUBERÍAS Y ACCESORIOS

El circuito hidráulico entre el colector solar y el tanque termosolar está diseñado para permitir la recirculación del fluido entre el tanque y el colector. Este circuito debe diseñarse de tal manera que no permita el reflujo del agua caliente en horas de no sol, desde el tanque hacia el colector. Debe disponer de aislamiento.

El suministro de agua caliente proveniente del SST, se conecta con la red de agua caliente existente de la edificación.

DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA SOLAR TÉRMICO PARA AGUA

CALIENTE SANITARIA

14.1.10. RECURSO SOLAR EN EL ECUADOR

El Ecuador está ubicado entre las latitudes 1°30’N (Carchi) y 5°0'S (Zamora) y entre las longitudes 72°0’W (Salinas) y 75°10’W (Orellana) es decir al oeste del meridiano de Greenwich. El Archipiélago de Galápagos se encuentra entre las latitudes 1°40'N y 1°30’S y entre las longitudes 89°10'W y 92°0'W. Al estar atravesado por la Línea Equinoccial, el Ecuador tiene poca variabilidad en la posición del sol durante todo el año (ver Figura 14.1.9.), lo cual favorece la aplicación de la energía solar para producir electricidad y calor, ya que en promedio hay 12 horas de sol durante el día. La variación en el zenit (cuando el sol está perpendicular a la Tierra, a las 12 del día) es de +/- 23.5°, es decir que el Sol se desplaza 47° en el año entre el solsticio de verano (21 de junio) y el solsticio de invierno (21 de diciembre).

La radiación solar directa sumada con la radiación solar difusa que impacta sobre el colector solar, se ve afectada por la nubosidad del día, o lo que se conoce como índice de claridad. Un índice de claridad 1 se da en un día soleado sin nubes.

Hay que tener en cuenta también el ángulo de inclinación del colector para aprovechar la mayor cantidad de energía solar durante el año, y por labores de limpieza; en el Ecuador, éste ángulo puede ser hasta 15°. La orientación del colector deberá ser hacia la línea equinoccial, para tener la mayor energía anual del sol.



Figura 14.1.9. Movimiento aparente del sol sobre el firmamento

El recurso solar al ser un valor de energía se mide en Joules, es decir en Vatios por Segundo. Un kWh es otra medida de la energía y 1 kWh equivale a 3,6 MJ.

En el Ecuador no existe un registro histórico completo de radiación solar. El INAMHI tomó durante los años 1970 a 1990 algunas mediciones de heliofanía o duración de brillo solar durante un día que corresponde a la radiación solar directa.

El CONELEC contrató en el año 2008 la elaboración del Mapa Solar del Ecuador, y se basa en datos tomados de sistemas satelitales del NREL (National Renewable Energy Laboratory) de los Estados Unidos entre 1985 y 1991 que interpola la información a celdas de 1 km2. Se muestra información sobre las insolaciones directa (isohelias a 300 Wh/m2.día), difusa (isohelias a 100 wh/m2.día) y global (isohelias a 150 Wh/m2.día) para cada mes del año y el promedio anual (ver Anexo 14.A1.1).

Con este mapa solar se ha elaborado un mapa resumen anual con la insolación global promedio anual agrupada en cinco Zonas I a V en kWh/m2.día.

Tabla 14.1.2. Zonas del Ecuador según irradiación solar

ZONAS kWh/m2.día

Zona I: 3200 a 3600

Zona II: 3600 a 4000

Zona III: 4000 a 4400

Zona IV: 4400 a 4800

Zona V: 4800 a 5200



Mientras no se disponga de un sistema actualizado de la información de radiación solar en el Ecuador, se pueden usar los datos de las tablas 14.1.3 y 14.1.4 confirmándolos con datos reales medidos en el sitio donde se instalará el sistema solar térmico, al menos con datos de 12 meses anteriores.

Los valores de insolación o radiación solar global para las provincias del país y sus ciudades más importantes son:

Tabla 14.1.3. Valores promedio de irradiación solar de ciertas zonas del Ecuador

PROVINCIA CIUDAD Wh/m2.día promedio

ZONA

Carchi Tulcán 4140 II

Esmeraldas Esmeraldas 4350 II

Imbabura Ibarra 4560 IV

Manabí Portoviejo 4160 III

Pichincha Quito 4990 IV

Tsachilas Sto. Domingo 3440 III

Cotopaxi Latacunga 4420 IV

Napo Tena 4350 II

Santa Elena Salinas 4360 II

Guayas Guayaquil 4370 III

Los Ríos Babahoyo 3780 III

Bolívar Guaranda 4800 IV

Tungurahua Ambato 4550 III

Chimborazo Riobamba 4490 II

Pastaza Puyo 3800 II

Cañar Azogues 4500 III

Morona Santiago Macas 4090 II

Azuay Cuenca 4350 II

El Oro Machala 4200 II

Loja Loja 4350 II

Zamora Chinchipe Zamora 4350 II

Galápagos Puerto Ayora 5835 V

Para Quito y Guayaquil, los valores promedio mensuales de radiación solar global son:



Tabla 14.1.4. Valores mensuales promedio de irradiación solar para Quito y Guayaquil

RADIACIÓN SOLAR GLOBAL PROMEDIO MENSUAL EN QUITO Y GUAYAQUIL kWh/m2.día

Sitio Quito centro

Quito norte

Guayaquil

Latitud 0,22 S 0,13 S 2,2 S

Longitud 78,48 W 78,48 W 79,88 W

Elevación msnm 2850 2812 6

Años lectura 25 4 9

Ene 4,48 4,94 4

Feb 4,6 4,64 4,17

Mar 4,68 4,78 4,67

Abr 4,35 4,53 4,58

May 4,55 4,83 4,56

Jun 4,28 4,69 3,86

Jul 5,22 5,53 4,17

Ago 5,1 5,47 4,5

Sep 5,11 4,89 4,67

Oct 4,68 5,25 4,56

Nov 4,39 5,14 4,31

Dic 4,69 5,14 4,44

Promedio 4,68 4,99 4,37

14.1.11. DIMENSIONAMIENTO

Para el diseño del sistema solar térmico los datos de partida necesarios serán la demanda energética del proyecto y los datos climatológicos del lugar. Se usarán los datos recogidos en los anexos de la presente guía.

Se recomienda el uso de método de cálculo del Anexo 14.B1.1. Este método especifica las prestaciones globales definidas por:

La demanda de energía térmica

La energía solar térmica aportada

Las fracciones solares mensuales y anuales

El rendimiento medio anual

La fracción solar anual será determinada de acuerdo a criterios técnicos y económicos, de conformidad con los términos de esta norma. Se recomienda que sea mínimo del 60% para usos residenciales y del 80% para piscinas.

La fracción solar en ningún mes debe exceder el 100% de cobertura solar.



Los componentes tienen que ser capaces de soportar todos los intervalos de temperaturas que puedan experimentar durante su funcionamiento, así como las variaciones de temperatura en el intervalo de diseño.

El sistema debe ser capaz de soportar periodos en los que no se utilice agua caliente sin deterioro ni de las partes ni del sistema.

Los componentes exteriores que estén expuestos al sol no deben verse afectados en sus propiedades, de manera que perjudique su funcionamiento durante la vida útil del sistema.

14.1.11.1. DIMENSIONADO DE LOS COLECTORES

14.1.11.1.1. Generalidades

El colector solar térmico debe estar homologado por el organismo competente y su curva de eficiencia debe aparecer en la etiqueta.

Se recomienda para una misma instalación el uso de colectores iguales por criterios energéticos y criterios constructivos

El campo de colectores debe tener una inclinación mínima de 5° y máxima de 15° y es recomendable la orientación hacia la línea equinoccial.

14.1.11.1.2. Conexiones

Se conectarán los colectores de preferencia en paralelo; se limita la conexión en serie a tres colectores, siempre y cuando las especificaciones técnicas de los mismos lo permitan.

Por motivos de mantenimiento en filas de más de tres colectores se instalarán válvulas de cierre a la entrada y a la salida.

No se recomienda la instalación de más de seis colectores en una misma fila.

Se debe asegurar el equilibrio hidráulico en todas las filas de colectores, por los métodos apropiados.

14.1.11.1.3. Estructura soporte

La estructura tendrá los apoyos necesarios para no transmitir cargas peligrosas al lugar donde se ubiquen los colectores.

El material de la estructura debe garantizar una vida útil tan larga como los colectores. Se puede indicar un mantenimiento periódico en el manual de mantenimiento.

Se debe evitar el par galvánico entre la estructura y la carcaza de los colectores.

14.1.11.2. DIMENSIONADO DEL TERMOTANQUE

14.1.11.2.1. Generalidades

Debido a que el agua acumulada será de consumo humano los acumuladores deben asegurar un grado alimentario ya sea mediante un recubrimiento interior o mediante un material que cumpla esta condición.

De preferencia la acumulación solar estará constituida por un solo depósito por sistema.

El volumen de la acumulación tendrá un valor según el siguiente requisito:

18050cA

V , (14-1)

siendo V el volumen del acumulador y Ac el área de captación; V: l, Ac: m2



Se recomienda la instalación de medidores de presión y temperatura en la parte más alta del acumulador con el fin de la visualización de la temperatura y presión de servicio.

14.1.11.2.2. Dimensionado del circuito hidráulico

Se recomienda evitar la formación de sifones invertidos a lo largo de toda la instalación. En caso de que sea inevitable la formación de un sifón invertido, se recomienda la instalación de un purgador de aire en la parte superior del sifón.

La longitud de las tuberías debe ser lo más corta posible, a fin de evitar las pérdidas térmicas en su recorrido.

Las tuberías por donde circule el fluido caliente deben estar aisladas térmicamente y aquellas que discurran por el exterior deben estar protegidas contra las agresiones ambientales. Se deben proteger para evitar el contacto con las personas.

Para evitar ruidos se recomienda que la velocidad del fluido por la tubería no supere los 2 m/s.

Se recomienda no sobrepasar la pérdida de carga de 30 mm columna de agua por cada metro de tubería.

El sistema debe estar en capacidad de drenarse, ventilarse y llenarse sin atrapamientos de aire.

Si el sistema requiere de una bomba de circulación, esta deberá instalarse en la parte fría del circuito.

Se debe asegurar que el sistema no tenga sobrepresiones producto de la expansión del fluido al calentarse.

14.1.12. DIMENSIONAMIENTO DE SISTEMAS DE APOYO

Puesto que la energía solar es disponible en forma aleatoria, los SST deben tener un sistema de apoyo o auxiliar. La capacidad del sistema auxiliar debe dimensionarse para que cubra el 100% de la demanda térmica (como si no existiera el SST).

El sistema auxiliar debe entrar en funcionamiento solamente cuando sea estrictamente sea necesario, de forma que se dé prioridad siempre a la generación solar.

Este apoyo auxiliar térmico, se recomienda que sea eléctrico para equipos pequeños residenciales; esto es, para equipos iguales o menores a 720 litros de capacidad.

La potencia recomendada es la siguiente:

Tabla 14.1.5. Características recomendadas de sistemas auxiliares de energía

CAPACIDAD DE LOS S.S.T.

(EN LITROS)

POTENCIA DE LA RESISTENCIA ELÉCTRICA

VOLTAJE

140 1.500 W 110V

240 1.500 W 110V

320 1.500 W 110V

450 3.000 W 220 V

600 3.000 W 220 V

720 3.000 W 220 V

Para instalaciones mayores a 720 litros, el sistema auxiliar recomendable es basado en calentadores a gas, el cual debe tener una potencia suficiente para garantizar la elevación de la temperatura total del volumen de agua, en un máximo de 4 horas.



Este concepto se aplica también para la calefacción del agua de piscinas, en residencias particulares, hoteles, complejos, etc.

REQUISITOS DE MATERIALES Y FABRICACIÓN

14.1.13. MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN COLECTORES SOLARES

PLANOS

14.1.13.1 GENERAL

En lo que el acabado del colector se refiere, este debe tener un aspecto agradable a la vista, se debe comprobar que el marco exterior sea uniforme, que la placa colectora no presente abolladuras, que los elementos de cierre sean uniformes a lo largo del colector, que los orificios para las conexiones estén limpios y perfectamente sellados, y en general que no se aprecie ninguna imperfección que pudiera ocasionar una filtración o falla en el tiempo (ver Figura 14.1.10.).

14.1.13.2. CUBIERTA

Esta puede ser fabricada de vidrio o de plástico, por lo general son preferibles las cubiertas de vidrio, permitiendo alcanzar altas temperaturas.

Este vidrio puede ser de tipo solar o normal transparente. El vidrio solar se caracteriza por ser pulido en su cara interior y ligeramente rugoso en su cara exterior, posibilitando el aumento del cono de la abertura útil. Además de contener cantidades bajas de hierro en su composición, lo que aumenta su transmisividad y disminuye su emisividad.

Para cubiertas de plástico, el más usado es el policarbonato. Se debe reconocer la enorme transparencia del policarbonato siempre y cuando haya sido tratado para resistir la radiación ultravioleta, pero su comportamiento es peor que el vidrio en relación con el efecto invernadero.

Figura 14.1.10. Componentes del colector solar plano

14.1.13.3. MATERIAL Y FORMA DEL CIRCUITO HIDRÁULICO

La elección del material y la forma del circuito son importantes por dos motivos:



El material del circuito hidráulico (cobre, acero inoxidable), determinará el material de las tuberías y el del depósito del acumulador, esto debido a los problemas de corrosión por lo que no se recomienda utilizar materiales muy distintos entre sí.

La forma del circuito hidráulico y su diseño (serpentín, paralelo, tubos de vacío), determina la presión máxima de utilización.

14.1.13.4. RECUBRIMIENTO DE LA PLACA COLECTORA

Se debe comprobar que el pigmento negro sea totalmente uniforme en toda la superficie de la placa colectora. Así mismo se debe comprobar que no existan agrietamientos, irregularidades, etc.

Según el sistema de tratamiento elegido y los materiales (pintura, electrodeposición, tratamiento químico) los componentes del pigmento selectivo pueden reaccionar con el metal base o con la humedad del aire, degradándose o bien despegándose del mismo. Se debe procurar la estabilidad de las características del recubrimiento, minimizando la afectación ambiental.

14.1.13.5. AISLANTE TÉRMICO

Con el aislante se debe tener un rango de grosor apropiado (no menor a 3 cm y preferentemente mayor a 5 cm), esto debido a que las pérdidas del colector se reducirán cuando el espesor del aislante sea mayor. Su disposición deberá incluir los lados laterales del colector solar. El material de aislante térmico constituye un tema de gran importancia, debido a que estos tienen tendencia a la humedad por ser materiales fibrosos, como la lana de vidrio. Se recomienda el uso de aislantes que tengan coeficientes k que se encuentren entre 0,014 y 0,035 Kcal/hr m°C y que sean estables.

14.1.13.6. MARCO EXTERIOR

Los marcos son comúnmente fabricados a base de acero inoxidable o aluminio anodizado por su resistencia a la corrosión, y deben tener la rigidez necesaria para soportar a los componentes internos. Algunos marcos de colectores son fabricados a base de materiales poliméricos de una sola pieza, con refuerzos y nervaduras que proporcionen mayor rigidez mecánica.

14.1.13.7. FIJACIONES

Las fijaciones deben ser robustas y sencillas, y normalmente los colectores los llevan incorporadas.

14.1.13.8. CONEXIONES

Por mantenimiento se recomiendan que las conexiones de los tubos entre los colectores sean roscadas o con mecanismos de acople rápido, permitiendo de esta manera el desmontaje y sustitución de cualquier colector.

14.1.13.9. ELEMENTOS DE CIERRE

Los colectores están sometidos a calentamientos y enfriamientos súbitos, por lo que sus materiales tienden a dilatarse de manera apreciable, por esta razón los elementos de cierre deben garantizar la estanqueidad del colector pero permitiendo dilataciones.

Normalmente se emplean juntas a base de cauchos especiales (etileno-propileno, EPDM) y/o siliconas que puedan teñirse de color (normalmente más resistentes que los cauchos). Se recomienda que los colectores solares sean estancos a la lluvia pero no necesariamente herméticos, para evitar empañamientos.

14.1.13.10. ACCESIBILIDAD DEL COLECTOR SOLAR

Debe darse la facilidad para acceder a los diferentes componentes del colector solar. El cuerpo del colector podrá ser atornillado, permitiendo su desmantelamiento.



14.1.14. TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Los tanques deben ser metálicos (hierro galvanizado, hierro con recubrimiento porcelanizado, acero inoxidable etc.) o de cualquier otro material que demuestre soportar las condiciones ya mencionadas, de presión, temperatura, corrosión, oxidación, dureza de agua e resistencia al ambiente. Estas condiciones definen el espesor de la pared de cada tanque.

El aislamiento del tanque debe presentar características físicas, químicas y termo físicas de tal forma que, tenga una muy baja conductividad térmica (menor de 0,040W/m°C en el rango de 20 °C a 120 °C), una muy baja absorbencia de agua, baja capilaridad y mínima retención del agua, debe ser químicamente estable (por más de 20 años), que evite formación de llama.

En cuanto al acabado exterior del tanque, debe estar recubierto de un material que proteja el aislamiento del ambiente exterior y que contribuya a un acabado suficientemente estético.

Si el tanque está provisto de elemento calefactor auxiliar, éste debería cumplir las normas propias para ese tipo de tanques.

14.1.15. ACCESORIOS

14.1.15.1. GENERALIDADES

Los materiales que conforman la instalación de un SST, deben soportar las máximas temperaturas y presiones que puedan alcanzarse.

Si se utiliza en un mismo SST materiales diferentes, como por ejemplo el cobre y el acero, estos no deberán estar en contacto, por lo que se sugiere instalar manguitos dieléctricos. Es importante prever la protección catódica del acero.

14.1.15.2. TUBERIAS

En los sistemas directos se utilizará cobre o acero inoxidable en el circuito primario. Se admiten las tuberías de material plástico que este diseñado para esta aplicación.

En las tuberías del circuito primario podrán utilizarse como materiales el cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas y protección exterior con pintura anticorrosiva. Se admite material plástico que este apto para esta aplicación.

En el circuito de servicio de agua caliente sanitaria, podrán utilizarse cobre y acero inoxidable. También pueden utilizarse materiales plásticos que soporten la temperatura máxima del circuito.

Las tuberías de cobre serán tubos estirados en frío y uniones por capilaridad. No se utilizarán tubos de acero negro para circuitos de agua sanitaria.

No se debe utilizar aluminio en sistemas abiertos o sistemas sin protección catódica.

14.1.15.3. VÁLVULAS

La selección de las válvulas se lo realizará de acuerdo a la función que desempeñan y las condiciones extremas de funcionamiento, esto es presión y temperatura.

Los purgadores automáticos deben resistir la temperatura máxima de trabajo del SST.

Las tuberías, uniones, codos, válvulas de alivio, etc., deben cumplir las normas establecidas para las acometidas hidráulicas de agua caliente, pero además, debe tenerse sumo cuidado de que sus materiales compatibles químicamente, desde el punto de vista de la corrosión galvánica con los materiales del colector solar plano y del tanque de almacenamiento, al igual que entre ellos mismos.

El diseño de las válvulas debe evitar la formación de obturaciones o depósitos de cal en sus circuitos que influyan drásticamente en la eficiencia del SST.



14.1.15.4. TANQUE DE EXPANSIÓN

Se construirán soldados o remachados, en todas sus juntas y reforzados para evitar deformaciones, cuando su volumen lo exija. El material y tratamiento del vaso de expansión debe ser capaz de soportar la temperatura máxima de trabajo.

14.1.15.5. INTERCAMBIADORES DE CALOR

Los materiales del intercambiador de calor deberán resistir la temperatura máxima de trabajo del circuito primario y serán compatibles con el fluido de trabajo. Los intercambiadores de calor utilizados en circuitos de agua sanitaria serán de acero inoxidable o cobre.

14.1.15.6. BOMBAS DE CIRCULACIÓN

En circuitos de agua caliente para usos sanitarios, los materiales de la bomba deberán ser:

a. Resistentes a la corrosión.

b. Compatibles con el fluido de trabajo utilizado.

c. Resistentes a las averías producidas por el efecto de las incrustaciones calizas.

d. Resistentes a la presión y temperatura máxima del circuito.

14.1.16. ELEMENTOS DE SEGURIDAD

Tal como se indica en el rubro de instalación, operación y mantenimiento de los SST, los sistemas de seguridad deben estar ubicados e instalados óptimamente, en la acometida de agua fría al tanque termo solar; y, el diámetro de la válvula de seguridad recomendada, debe ser de acuerdo con la capacidad total de los SST; esto es:

Tabla 14.1.6. Características recomendadas de válvulas de seguridad

CAPACIDAD EN LITROS DIÁMETRO RECOMENDABLE

hasta 450 12.5 mm (½”)

500 a 900 19,6 mm (¾”)

1.000 a 1.150 25,4 mm (1”)

En todos los casos esta válvula debe activarse a 551 kPa (80 psi).

14.1.17. ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO

Se deben prever accesorios que permitan trabajar al interior de los paneles y del tanque, para su mantenimiento preventivo y correctivo.

ENSAYOS DE HOMOLOGACIÓN Y ETIQUETADO

14.1.18. ENSAYOS DE HOMOLOGACIÓN

14.1.18.1. ENTIDAD A CARGO

Los SST deberán ser homologados por una entidad creada específicamente para esta clase de funciones, acreditada ante el Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE), bajo las normas estipuladas para el efecto.



Las normas que debe cumplir el Laboratorio de Pruebas y Homologación de SST, para ser acreditado son:

PA01 R00 Procedimiento de Acreditación Laboratorios

F PA01 02 R00 Lista general de verificación de cumplimiento con los criterios de acreditación del OAE según la norma F PA01 03

Laboratorios de ensayo y calibración Norma NTE INEN ISO/IEC 17025:2005

Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

14.1.18.2. DISPOSICIÓN TRANSITORIA

Mientras se constituye el Organismo ecuatoriano acreditado para realizar la homologación de los SST, y se elabora el protocolo de prueba de SST, se recomienda adoptar una de las siguientes normas:

NORMA UNE-EN 12975.

Publicadas por la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR)

UNE-EN 12975-2:2006. Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 2: Métodos de ensayo, año 2003

UNE-EN 12976-2:2006. Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas prefabricados. Parte 2: Métodos de ensayo, año 2006

NMX-ES-001-NORMEX-2005

Sociedad Mexicana de Normalización y Certificación (NORMEX), Subcomité de Calentadores Solares. “ENERGIA SOLAR- RENDIMIENTO TÉRMICO Y FUNCIONALIDAD DE COLECTORES SOLARES PARA CALENTAMIENTO DE AGUA- MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO”, vigencia a partir del 14 de octubre de 2005, México DF.

DOCUMENTO ANC-0603-17-01

Unidad De Planeación Minero Energética (UPME) – ICONTEC - AENE, “ANTEPROYECTO DE NORMA - SISTEMAS DE CALENTAMIENTO SOLAR DOMÉSTICO DE AGUA (TRANSFERENCIA DE CALOR DE UN LÍQUIDO A OTRO)”, Bogotá, marzo 2003.

14.1.19. EFICIENCIA DEL COLECTOR

La producción energética del colector se define con la siguiente ecuación:

s

ae

LRnRI

TTUFF

)()(

(14-2)

El rendimiento del colector, determinado por el ensayo es dado por una curva que representa la dependencia de aquel respecto a la temperatura y a la radiación incidente. En el caso de colectores planos, una relación de tipo lineal es suficiente para la caracterización del colector.

Los parámetros que caracterizan al colector solar térmico, se determinan a partir de la curva de eficiencia del colector obtenida de acuerdo con la norma EN 12975.

Si se los expresa individualmente como:

nRF )( = eficiencia óptica del colector

LRUF = coeficiente global de perdidas térmicas del colector

Ta: temperatura ambiente



Te: temperatura entrada fluido al colector

Is: irradiancia solar

Se los conoce como parámetros de diseño del colector solar.

Los valores típicos de la eficiencia de los colectores solares son:

Tabla 14.1.7. Valores típicos de eficiencia de colectores solares

TIPO COLECTOR RANGO T

°C

nRF )( LRUF

W/m2°C

Sin cubierta 10-40 0,9 15-25

Cubierta simple 10-60 0,8 7

Cubierta doble 10-80 0,65 5

Superficie selectiva 10-80 0,8 5

Tubos de vacío 10-130 0,7 2

Fuente: CENSOLAR

Se recomienda que el coeficiente global de pérdidas referido a la curva de rendimiento en función de la temperatura ambiente y de la temperatura de entrada no debe ser mayor de 8 W/m2°C .

14.1.20. ETIQUETADO COLECTOR SOLAR

Los colectores solares objeto de esta Norma que se comercialicen en el Ecuador deben llevar una calcomanía, la misma que debe contener la información y cumplir con los requerimientos indicados en este documento.

14.1.20.1. UBICACIÓN

La etiqueta debe estar ubicada en un área del producto visible al consumidor y debe permanecer en el producto y solo podrá ser retirada por el consumidor final.

14.1.20.2. INFORMACIÓN

La etiqueta debe contener al menos la información que se lista a continuación:

Marca y Modelo

Fabricante (Nombre, dirección, teléfono)

Norma y fecha de aprobación

Área de apertura del colector (m2)

Dimensiones exteriores

Ecuación de rendimiento del colector

Presión de diseño (kPa)

Presión de trabajo (kPa)

Fecha de fabricación

Peso neto en kilogramos en vacío



Garantía (años)

País de origen

14.1.20.3. DIMENSIONES Y COLORES

Las dimensiones de la etiqueta son las siguientes:

• Alto 7,00 cm

• Ancho 24,00 cm

Color según diseño adjunto

Figura 14.1.11. Modelo de etiquetas para colectores y tanques termosolares. Modelos sugeridos.

14.1.21. ETIQUETADO DEL TANQUE TERMOSOLAR

La etiqueta para el tanque termo solar debe contener la siguiente información para el usuario

Modelo

Fabricante (Nombre, dirección, teléfono)

Norma y fecha de aprobación

Capacidad nominal (litros)

Dimensiones en (m)

Peso neto (kg)

Temperatura máxima (°C)

Presión de prueba (kPa)



Fecha de fabricación

Sistema auxiliar y potencia, voltaje.

PARTE 14-2. SISTEMAS DE GENERACIÓN CON ENERGÍA SOLAR

FOTOVOLTAICA PARA SISTEMAS AISLADOS Y CONEXIÓN A RED DE

HASTA 100 Kw EN EL ECUADOR

14.2.1. ASPECTOS TÉCNICOS PRELIMINARES

14.2.1.1. OBJETO

Establecer las especificaciones y características técnicas que deben tener los sistemas fotovoltaicos (SFV) que se emplean en la generación de energía de origen fotovoltaico en el Ecuador y los servicios que deben proporcionar las empresas proveedoras para garantizar la confiabilidad, seguridad y durabilidad de los componentes del sistema a instalar, según sus fichas técnicas.

14.2.1.2. ALCANCE

Esta norma cubre los sistemas fotovoltaicos aislados de la red de cualquier potencia, según su aplicación.

Cubre también los sistemas fotovoltaicos conectados a la red de hasta 100 kW de potencia nominal, definida como potencia del inversor.

14.2.1.3. PROPÓSITO

La presente Norma ha sido elaborada para promover y estandarizar la fabricación instalación y utilización de SFV, como fuente alterna y renovable de energía primaria en generación de electricidad, que permita disminuir el consumo de combustibles fósiles y las emisiones inherentes.

Esta norma constituye una guía para la formulación, diseño, ejecución y tareas relativas al funcionamiento y sostenibilidad de los sistemas fotovoltaicos (SFV).

14.2.1.4. DEFINICIONES, NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS

Acumulador. Ver batería.

Ampacidad. Capacidad de transporte de corriente eléctrica en amperios de un cable o conductor.

Amperio (A). Unidad de medida de la corriente eléctrica. Equivale al paso de 6,3x1018 electrones por segundo. También se lo puede definir como la cantidad de corriente eléctrica que atraviesa a un elemento cuya resistencia eléctrica sea de 1 Ω (ohmio) y que esté sometido a una diferencia de potencial de 1 V (voltio).

Ángulo de inclinación y ángulo de incidencia del módulo. El ángulo de inclinación (β) es aquel entre la superficie colectora y el plano horizontal (Figura 14.2.1). Para un valor dado del ángulo de inclinación, dependiendo de la posición del sol sobre el horizonte, existirá un valor para el ángulo de incidencia (θ) que forma la perpendicular a la superficie del panel con los rayos incidentes.



Figura 14.2.1. Ángulo de inclinación y ángulo de incidencia de la radiación solar.

Arreglo fotovoltaico o Campo fotovoltaico. Conjunto de módulos o paneles fotovoltaicos de una instalación de generación de electricidad con energía solar.

Autodescarga. Proceso mediante el cual la capacidad de almacenamiento de energía disponible de una batería se reduce a causa de reacciones químicas parásitas internas y de la resistencia interna de la misma. Dicho proceso se acelera al aumentar la temperatura ambiental.

Batería. Dispositivo que convierte la energía química de sus componentes activos en energía eléctrica, mediante una reacción electroquímica que involucra el paso de electrones desde un material a otro, a través de un circuito eléctrico.

Batería de plomo-ácido. Denominación general que incluye las baterías construidas con placas de plomo puro, plomo-antimonio o plomo calcio y un electrolito ácido.

Batería abierta. Batería que requiere la reposición regular de electrolito a través de la cubierta removible lo que facilita verificar el nivel y la densidad del electrolito.

Batería sellada. Batería cuyo electrolito queda confinado en un espacio con cierre hermético provisto de una tapa de ventilación, denominada también “batería hermética con regulación de válvula” (VRLA). Carece de orificios de acceso a su interior. En las baterías selladas el electrolito puede ser líquido, elemento absorbente o gelificado.

Batería AGM o con elemento absorbente. Las baterías AGM utilizan electrolito líquido, contenido entre los separadores de fibra de vidrio encajados entre las placas. Cuanto más comprimido está el separador entre las placas, mejor se realiza la combinación del electrolito (el oxígeno y el hidrógeno se recombinan, produciendo el agua y se mezclan con el ácido sulfúrico). Tienen una duración mayor que la de ácido plomo convencional y pueden ser colocadas en cualquier posición, excepto invertida.

Batería gelificada o GEL. Se le inmoviliza el electrolito por adición de sustancias que le dan apariencia gelatinosa evitando así el riesgo de evaporación del electrolito. Puede ser colocada en varias posiciones excepto invertida.

Batería de Níquel – Cadmio. Usan un diseño llamado “placas con bolsillos” (pocket plate, en inglés). Las placas son de acero inoxidable, con depresiones (bolsillos) donde se coloca el material activo. El electrolito de estas baterías es una solución de agua e hidróxido de potasio, el que requiere una fina capa de aceite en la superficie superior para evitar su oxidación por el oxígeno del ambiente. Pueden llegar a una profundidad de descarga del 100% y una vida útil casi el doble que la de ácido plomo.

Batería de Ión – Litio. Tienen como electrolito una sal de litio. El Litio es el más liviano de todos los metales, posee el mayor potencial electroquímico y representa el mayor contenedor de energía. Usando litio metálico como electrodo negativo las baterías recargables son capaces de proveer alto voltaje y excelente capacidad, obteniendo así una alta densidad de energía.



Batería de Sodio - Azufre (NaS). Tiene dos electrodos, uno de sodio (Na), y otro de azufre (S), separados por un electrolito en cerámica (alúmina), capaz de conducir iones. El electrodo negativo es el sodio, que en presencia del electrolito se combina químicamente con el azufre para formar polisulfuros de sodio, produciendo además, una corriente de iones, que dan lugar a una corriente eléctrica. El electrodo positivo es el azufre. Se usa en sistemas de almacenamiento de energía de gran potencia en el orden de los megavatios.

Capacidad nominal de batería (Ah). Cantidad máxima de energía que se puede extraer de una batería con una rapidez determinada. Se le denomina también como “capacidad de régimen de la batería”. La capacidad nominal estándar de una batería solar se da con un régimen de descarga de 20 horas.

Carga instalada. Suma de la potencia individual de todos los aparatos eléctricos de una instalación, en vatios (W).

Celda fotovoltaica o celda solar. Dispositivo compuesto por dos capas de material semiconductor en una unión tipo diodo N-P que convierte directamente la irradiancia solar en energía eléctrica por el efecto fotoeléctrico. El material más común de fabricación de las celdas fotovoltaicas es el cristal de silicio. Hay celdas de otros compuestos como: diseleniuro de cobre en indio (CIS), teluro de cadmio (CdTe), arseniuro de galio (GaAs).

Figura 14.2.2. Representación esquemática de los elementos de una celda solar de silicio.

Celda de silicio amorfo. El silicio amorfo es una tecnología de lámina delgada, se crea depositando silicio sobre un substrato como cristal o plástico dentro de un ambiente de un gas reactivo tal como silano (SiH4).

Celda de silicio monocristalino. Celda fotovoltaica cuyo componente básico de fabricación es el silicio crecido en lingote de una sola estructura cristalina.

Celda de silicio policristalino. Celda fotovoltaica cuyo componente básico de fabricación es el silicio crecido con varias estructuras cristalinas.

Constante solar. Es el valor promedio anual de la radiación solar que llega a la superficie exterior de la atmósfera de la Tierra; su valor aceptado es 1367 W/m2.

Controlador o regulador de carga. Dispositivo que controla la corriente de carga y descarga de las baterías mediante el monitoreo y ajuste permanente del voltaje máximo y mínimo proveniente del panel fotovoltaico, y en algunos casos por el control de la temperatura del banco de baterías.

Desconexión de alto voltaje. Nivel de desconexión por voltaje máximo en una batería, por parte del regulador, para impedir su sobrecarga.



Desconexión de bajo voltaje. Nivel de desconexión por voltaje mínimo de una batería, por parte del regulador, para impedir una descarga excesiva.

Ciclo de carga de una batería. Proceso de carga y descarga de una batería desde el 100% de su capacidad al valor de la profundidad de descarga de diseño (PdD) y de vuelta al 100%. Un ciclo de carga no necesariamente corresponde a 1 día sino al número de días en que la batería llega a la profundidad de descarga de diseño.

Corriente de corto circuito del módulo fotovoltaico (Isc). Corriente que se genera en una celda, módulo o campo fotovoltaico cuando se ponen en contacto los terminales de salida, sin ninguna carga o resistencia.

Corriente de fuga. Corriente que normal y naturalmente pierde una batería cuando está fuera de operación.

Corriente de potencia máxima del módulo fotovoltaico (Im). Corriente correspondiente al punto de operación en la curva característica I-V, en el que el producto corriente-voltaje es máximo.

Curva característica I-V. Trazado gráfico de la variación de la corriente en función de la variación del voltaje de una celda o de un módulo fotovoltaico.

Densidad de energía de una batería. Relación entre la capacidad energética de una batería y su volumen (expresada en Wh/litro) o su peso (expresada en Wh/kg).

Densidad de potencia de una batería. Relación entre la potencia nominal disponible en una batería y su volumen (expresada en W/litro) o su peso (expresada en W/kg).

Eficiencia de una celda fotovoltaica. Relación entre la energía eléctrica que produce una celda fotovoltaica y la energía solar que ella recibe por unidad de área.

Eficiencia energética (η). Relación entre la energía aprovechada y la total utilizada en cualquier proceso de gasto energético. Es aquella parte proporcional de la energía radiante que el panel fotovoltaico convierte en electricidad.

Energía solar disponible. Cantidad de radiación solar promedio diaria o mensual registrada estadísticamente, a partir de las mediciones en cierto lugar geográfico.

Factor de cobertura solar. Razón del aporte de la fuente solar de un sistema, respecto de la demanda total del mismo.

Horas de sol pico. Número de horas de sol a 1000 W/m2.dia que incide sobre una superficie. Ejemplo: 4,5 horas de sol = 4,5 kWh/m2.día.

Inversor. Dispositivo electrónico que convierte la corriente directa proveniente de la batería (por ejemplo, 12 Vcc) en corriente eléctrica alterna (por ejemplo, 120 Vca).

Inversor de conexión a red. Dispositivo electrónico que transforma la corriente continua entregada por el arreglo fotovoltaico a corriente alterna de las mismas características que la red eléctrica pública a la que se conecta.

Irradiación o radiación solar (H) o (G). Energía proveniente del Sol que incide sobre la superficie de la Tierra. Esta radiación es la suma de las radiaciones directa, difusa y reflejada.

Irradiancia. Es el flujo radiante de la energía solar incidente sobre una superficie por unidad de área (W/m2).

Lumen. Es la unidad de flujo luminoso. Es igual al flujo luminoso a través del ángulo sólido unitario (estéreo radián) desde una fuente puntual de 1 candela.

Microinversor. Inversor de potencia similar a la del módulo fotovoltaico que se conecta directamente en baja tensión a la red de distribución.



Microrred. Método de instalación de un sistema fotovoltaico para el servicio de varios usuarios. Centraliza el arreglo fotovoltaico, el banco de baterías, los inversores y los elementos de protección. Del sistema de microrred se atiende a los usuarios mediante redes de distribución convencionales aéreas o subterráneas.

Panel fotovoltaico. Conjunto de celdas fotovoltaicas conectadas entre sí encapsuladas en una carcasa con los elementos de protección y seguridad eléctrica y mecánica, que por efecto de la radiación del sol generan electricidad en corriente continua.

Figura 14.2.3. Elementos constructivos de un panel fotovoltaico.

Potencia nominal. Capacidad en vatios para la cual está diseñado un equipo o componente.

Piranómetro. Instrumento para medir la radiación hemisférica total del sol, sobre una superficie horizontal.

Pirheliómetro. Instrumento usado para medir la radiación proveniente del sol y de una pequeña franja del cielo alrededor del sol (radiación directa) con incidencia normal.

Profundidad de descarga (PdD). Porcentaje de energía extraída de una batería en relación con su capacidad energética total.

Protección contra corriente de sentido inverso. Dispositivo que impide el flujo de corriente desde la batería al campo fotovoltaico. Generalmente es un diodo conectado en los bornes de la caja de empalmes.

Punto de potencia máxima (PMP). Punto de la curva I-V de una celda o panel fotovoltaico en que la corriente y el voltaje son máximos. Este punto puede cambiar con las condiciones externas de la radiación solar, temperatura y consumo.

Radiación difusa. Radiación que llega a la superficie terrestre procedente del sol luego de sufrir dispersión por efecto de nubes, polvo y elementos de la atmósfera.

Radiación directa. Radiación que llega a la superficie terrestre procedente del sol sin sufrir desviación, dispersión, absorción, ni reflexión en la atmósfera.

Radiación global o hemisférica. Cantidad de energía incidente por unidad de superficie desde la totalidad de un hemisferio sobre la superficie. Es la suma de la radiación directa, difusa y reflejada.

Radiación instantánea. Es la energía solar incidente por unidad de área y unidad de tiempo.



Recurso solar. Cantidad de insolación (radiación solar incidente) que recibe un lugar o región. Se expresa en kWh/m2 o MJ/m2 por día. Su expresión es más completa cuando se hace referencia a la calidad de esta radiación, es decir, a sus componentes de radiación difusa y directa.

Régimen de carga. Rapidez con que se recarga una batería. Se expresa como la razón entre la capacidad de la batería y el flujo de corriente que ingresa a ella.

Régimen de descarga. Rapidez de extracción de corriente de una batería. Se expresa como una relación entre la capacidad de la batería y el flujo de corriente que sale de la misma.

Semiconductor. Material sólido que permite el paso de la corriente eléctrica en ciertas condiciones y no en otras.

Sistema fotovoltaico (SFV). Conjunto de componentes que permiten generar, controlar, transformar, almacenar y poner a disposición para el consumo, energía eléctrica proveniente de la radiación solar. Incluye generalmente: arreglo fotovoltaico, banco de baterías, controlador, inversor, tableros de protección y seccionamiento, monitoreo, estructuras de soporte, cargas eléctricas.

Sistema fotovoltaico aislado (SFVA). Es el que entrega energía eléctrica a un usuario no conectado a la red y que dispone de almacenamiento en baterías. Generalmente se aplica a sistemas residenciales (SFVR) con potencia menor a 500 W.

Sistema fotovoltaico conectado a red (SFVC). Es el que entrega energía eléctrica a la red a través de un inversor y puede o no tener respaldo de almacenamiento en baterías.

Sistema fotovoltaico de micro red. Sistema fotovoltaico centralizado que sirve a más de un usuario. Una micro red incluye otros componentes como las redes de distribución y los contadores o medidores de consumo.

Sistema fotovoltaico híbrido (SFVH). Cualquier sistema fotovoltaico que combina la generación fotovoltaica con otra fuente de generación como por ejemplo: un grupo electrógeno a diesel o gasolina, un generador eólico, una micro central hidroeléctrica.

Vida útil de un panel fotovoltaico. Es el tiempo transcurrido entre el momento de iniciar el desempeño con la eficiencia nominal, hasta el momento en que la eficiencia ha descendido al 80% del valor inicial. El tiempo de vida útil de un panel fotovoltaico suele ser de 25 años.

Vida útil o ciclo de vida de una batería. Es el número total de ciclos de carga - descarga que puede entregar una batería hasta que su capacidad nominal cae bajo el 80% de su capacidad inicial.

Voltaje de funcionamiento del sistema (Vn). Voltaje del banco de baterías de un SFV aislado o del inversor en un sistema de conexión a red.

Voltaje de circuito abierto (Voc). Voltaje máximo que produce una celda, panel o campo fotovoltaico sin aplicación de carga.

Voltaje máximo (Vm). Valor de voltaje de una celda o panel fotovoltaico en que la potencia es máxima.

Voltaje de corte. Nivel de voltaje al cual un controlador de carga desconecta el arreglo fotovoltaico o la carga.

14.2.2. DISPOSICIONES GENERALES

14.2.2.1. OBLIGATORIEDAD

La presente norma es de carácter obligatorio para todo componente de los SFV instalados en el Ecuador.



14.2.2.2. ENTE DE CONTROL

La presente norma asume la existencia de un Organismo de Control y Homologación, a cargo del gobierno a través del INEN y el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

14.2.2.3. SALVEDADES

No están regulados por esta Norma los dispositivos fotovoltaicos y componentes, fabricados localmente o importados, instalados antes de la fecha de promulgación de la misma.

14.2.2.4. JURISDICCIÓN

La presente Norma está bajo la jurisdicción del Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN).

14.2.2.5. REVISIÓN Y COMENTARIOS

Debe revisarse o actualizarse a los 5 años siguientes de la publicación de la declaratoria de vigencia, salvo justificación tecnológica aprobada por el INEN.

Los comentarios que puedan surgir deberán ser enviados a las siguientes direcciones:

INEN, Instituto Ecuatoriano de Normalización, Baquerizo Moreno 454 y 6 de Diciembre, Quito, Ecuador, Telf. (02) 222 2223.

MEER, Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Av. Eloy Alfaro Nº y 9 de Octubre, Quito, Ecuador. Telf. (02) 397 6000.

CIMEPI, Subcomité Técnico de Energías Renovables, Calle Juan de Velasco Nº y Av. Orellana, Quito, Ecuador.

14.2.2.6. NORMAS DE REFERENCIA

Las siguientes publicaciones referenciadas son indispensables para la aplicación de este documento. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada. Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento referenciado:

NTC 318: 1979, Tubos fluorescentes para alumbrado general.

NTC 2883: 1991, Energía fotovoltaica. Módulos fotovoltaicos.

NTC 4405: 1998, Eficiencia energética. Evaluación de la eficiencia de los sistemas solares fotovoltaicos y sus componentes.

Thermie B: SUP-995-96: Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos.

Tabla 14.2.1. Publicaciones de referencia

Componente Estándar Descripción Estado

Módulos FV IEC 61215

Módulos FV de silicio cristalino para uso terrestre - Cualificación del diseño y homologación. Para los módulos de capa delgada se aplicarán al menos los procedimientos de certificación IEC-61646, SERI/TR-213-3624.

Ed.2. 2005

Esp

Batería solar IEC 61427 Acumuladores para sistemas de conversión fotovoltaicos de energía - Requisitos generales y métodos de ensayo.

Ed.2. 2005

Esp

Controlador de carga

IEC 62093

UL 1741

Componentes de acumulación, conversión y gestión de energía de sistemas fotovoltaicos. Cualificación del diseño y ensayos ambientales

Ed.1. 2005

Esp



Componente Estándar Descripción Estado

Inversor DC/AC

IEC 61683

UL 1741

Sistemas fotovoltaicos - Acondicionadores de potencia - Procedimiento para la medida del rendimiento.

Ed.1. 1999

Esp

Luminarias DC

IEC 60925 Balastos electrónicos alimentados en corriente continua para lámparas fluorescentes tubulares. Sección uno: prescripciones de funcionamiento. .

Ed.1.2. 2005

Esp

Cables NEC 2008 UL Type PV, UL 4703, USE-2, UNE 21123, UNE 20.460-5-52, UTE C 32-502. IEC 60811

Sistema FV

IEC 60904 Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1: Medida de la característica corriente-tensión de dispositivos fotovoltaicos

Ed.2. 2006

Esp

IEC 61173 Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos (FV) productores de energía. Guía.

Ed 1. 1992

Esp

IEC 61194 Parámetros característicos de los sistemas fotovoltaicos (FV) autónomos

Ed.1. 1992

Esp

IEC 61829 Campos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino - Medida en el sitio de características I-V.

Ed.1. 1995

Esp

IEC 61836 Solar photovoltaic energy systems - Terms, definitions and symbols

Ed.2. 2007

Bil

IEC 62124 Equipos fotovoltaicos (FV) autónomos. Verificación de diseño

Ed.1. 2004 Esp

Esp

14.2.2.7. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

14.2.2.7.1. GENERALIDADES

Los sistemas fotovoltaicos transforman la energía renovable del sol directamente en energía eléctrica que puede ser aprovechada por usuarios aislados de la red o conectados a la red. Generalmente en usuarios aislados los SFV son pequeños de pocos cientos de vatios hasta micro redes donde el sistema está centralizado y sirve a varios usuarios mediante redes de distribución. Un SFV se puede conectar a la red para aportar con la producción de energía y mejorar las condiciones del servicio. En casos de fallas de la red un SFV con respaldo en batería puede actuar como un generador independiente que suministra la energía a las cargas mientras se restituye el servicio.

En sistemas fotovoltaicos aislados la corriente producida por los paneles fotovoltaicos se almacena en un banco de baterías a través del regulador de carga que controla el voltaje y la



corriente del SFV. La conexión a las cargas en corriente continua es directa, en tanto que para satisfacer las de corriente alterna se instala un inversor.

En la Figura 14.2.4. se muestra esquemáticamente un sistema típico aislado de la red.

Figura 14.2.4. Esquema de un SFV residencial aislado de la red

En sistemas conectados a la red, la energía generada por el arreglo fotovoltaico se inyecta a la red a través de un inversor, y puede contar o no con un respaldo de baterías. En estos sistemas la generación fotovoltaica sirve a las cargas convencionales en baja tensión.

Los factores que determinan la capacidad de un SFV son: la capacidad en vatios pico del arreglo fotovoltaico, la reserva de amperios hora del banco de baterías, la potencia del inversor y la capacidad del regulador de carga.

Se debe tener en cuenta que debido a la potencia limitada de un SFV especialmente en los sistemas aislados, es recomendable el uso de equipos eficientes como: focos ahorradores o LED con pantalla reflectora, televisores tipo LED, radios o equipos estéreo de bajo consumo, refrigeradoras del tipo solar, bombas de agua de alta eficiencia, y conductores dimensionados apropiadamente para reducir la caída de voltaje en las acometidas y en las instalaciones interiores.

Figura 14.2.5. Esquema de un SFV conectado a la red

Se recomienda realizar un estudio de la realidad socioeconómica de cada usuario para instalar el sistema adecuado a sus necesidades, y deberá darse preferencia al uso de la energía con fines productivos.



No se recomienda el uso de SFV para aplicaciones de calor como calentamiento de agua por resistencia (duchas, termostatos), refrigeradoras o congeladores convencionales, calefacción, aire acondicionado o planchas, pues esto demanda una alta potencia. En estos casos se puede instalar un sistema híbrido solar fotovoltaico - solar térmico, incorporar equipos a gas o biogás o usar grupos electrógenos de respaldo.

El servicio de un SFV debe venir acompañado de un programa o modelo de sostenibilidad que asegure la recuperación de ingresos vía tarifa o contribución que permita cubrir los costos de operación y mantenimiento durante la vida útil, incluyendo la reposición de componentes, particularmente de las baterías de los SFV aislados, y los costos de administración y gestión de la organización que tiene a cargo los sistemas.

En sistemas aislados un SFV mejora el nivel de vida de los usuarios, y en muchos casos reduce el consumo de energía sustituyéndola por una más confiable y menos contaminante, pues elimina el uso de quemadores de diesel (mecheros), pilas para linternas o equipos de sonido, TV y otros.

14.2.3. CLASIFICACIÓN SFV

En esta normativa se aplica la siguiente clasificación a los SFV:

14.2.3.1. AISLADOS (SFVA)

SFVAR residenciales: para una vivienda con cargas en corriente continua, corriente alterna, o ambas.

SFVAC para uso comunitario: centros de salud, escuela, casa comunitaria, iglesia, etc. Generalmente servicio en corriente alterna.

SFVAE para usos especiales: telecomunicaciones, bombeo de agua, iluminación pública, sistemas de seguridad, otros. Generalmente en corriente alterna.

SFVAM en micro red. Incluye las redes de distribución.

Todos los SFV aislados disponen de respaldo en baterías.

14.2.3.2. CONECTADOS A LA RED

SFVCS sin respaldo en baterías.

SFVCB con respaldo en baterías.

SFVCM con micro inversores.

Los sistemas conectados a la red funcionan en corriente alterna en voltajes relacionados con las cargas a las que sirven. Generalmente monofásicas a 240/120 V, o trifásicas a 210/121 V, todas a 60 Hz en el Ecuador.

14.2.3.3. HÍBRIDOS

SFVH que forman parte de un sistema mayor con energía de respaldo de fuentes renovables o no, como una micro central hidroeléctrica, una turbina eólica, un generador de biomasa, un grupo diesel, etc. Un sistema híbrido puede ser tanto aislado como conectado a la red.

14.2.4. COMPONENTES SFV

Un SFV está conformado por los siguientes componentes:

Módulo o arreglo fotovoltaico

Batería o banco de baterías



Controlador o regulador de carga

Inversor

Estructuras de soporte

Elementos de protección y seccionamiento

Tableros eléctricos

Cables y conductores

Instalaciones eléctricas interiores

Además un proyecto de un SFV debe proporcionar la información sobre:

Cargas eléctricas

Operación y mantenimiento

Repuestos

Diagramas de conexión e identificación

Documentación

Etiquetado

Programa de sostenibilidad

14.2.4.1. PANEL FOTOVOLTAICO

14.2.4.1.1. ESPECIFICACIONES

a. Debe cumplir al menos con la norma internacional IEC-61215 “Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Calificación del diseño y aprobación de tipo”, IEEE-1262 “Recommended Practice for Qualification of Photovoltaic (PV) Modules” o equivalente. Para los módulos de capa delgada se aplicarán al menos los procedimientos de certificación IEC-61646, SERI/TR-213-3624. Los módulos deben contar con diodos de protección de corriente inversa (by pass).

b. Debe poseer un certificado del fabricante, con marca, modelo, potencia pico del módulo, tiempo de garantía de producción, condiciones técnicas de operación, curva intensidad de corriente vs. voltaje y curva o factor de reducción de capacidad por envejecimiento.

c. El marco debe ser de aluminio anodizado, rígido y suficientemente resistente para que soporte tensiones mecánicas durante el transporte, instalación y operación. También debe ofrecer facilidad para fijación de los soportes y conexiones.

d. La caja de conexión debe estar firmemente unida al módulo El índice de protección (IP) mínimo de la caja debe ser IP54.

e. La potencia pico (Wp) del módulo fotovoltaico después de 20 años de operación, no debe ser inferior al 80% de su potencia inicial.

f. Un módulo fotovoltaico igual o mayor a 140 Wp de potencia debe tener un voltaje nominal de 24 V.

14.2.4.1.2. REGULADOR DE CARGA

14.2.4.1.2.1 Especificaciones

a. El controlador de carga debe ser fabricado bajo la norma internacional UL 1741 u otras normas aplicables. Las especificaciones de la presente norma aplican para reguladores de



carga que trabajan con baterías solares de descarga profunda de plomo – ácido, estacionarias tipo tubular y selladas AGM o GEL.

b. La operación del regulador de carga debe ser automática.

c. La vida útil del regulador de carga debe ser igual o mayor a 10 años.

d. Debe proveer protección contra descargas profundas de la batería.

e. Debe proveer protección contra sobrecargas de la batería.

f. El desempeño de las funciones de desconexión y reconexión de los módulos fotovoltaicos y de la carga, deben ubicarse dentro de los siguientes límites, para un voltaje del banco de baterías de 12 V, y correspondientemente para otros voltajes:

Desconexión del arreglo fotovoltaico: entre 13,90 V y 14,60 V

Reconexión del arreglo fotovoltaico: entre 12,60 V y 13,50 V

Desconexión de la carga: entre 11,45 V y 11,90 V

Reconexión de la carga: entre 13,20 y 13,60 V.

g. Debe poder operar en ambientes cuya humedad relativa supere 90% y con temperaturas desde –5 °C hasta 60 °C.

h. Todos los terminales del regulador deben poder acomodar fácilmente cables de calibre al menos # 10 AWG.

i. Las caídas internas de tensión del regulador de carga deben ser consideradas dentro del valor máximo permitido para el SFV en las peores condiciones de operación, es decir, con todas las cargas apagadas y con la máxima corriente procedente del generador fotovoltaico.

j. El regulador de carga debe ser capaz de resistir cualquier situación posible de operación “sin batería” en condiciones de carga permitida, limitando el voltaje de salida a un máximo de 1,3 veces del voltaje nominal.

k. El regulador de carga debe resistir sin daño la siguiente condición de operación: temperatura ambiente 45°C, corriente de carga 25% superior a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico en las condiciones estándar de prueba, y corriente de descarga 25% superior a la correspondiente a todas las cargas encendidas al voltaje nominal de operación.

l. El regulador de carga no debe producir interferencias en las radiofrecuencias en ninguna condición de operación.

m. El regulador de carga debe estar protegido contra polaridad inversa y sobretensiones tanto en la línea del generador como en la de la batería.

n. El usuario debe ser alertado de que el estado de carga de la batería alcanzó el nivel mínimo antes de la desconexión automática de las cargas, que puede ser repuesta manualmente.

o. El autoconsumo del controlador en cualquier condición climática, geográfica y de funcionamiento solicitado no debe exceder el 2/1000 de su capacidad nominal de carga (lado del generador fotovoltaico) en amperios.

p. La información mínima proporcionada por el regulador de carga debe ser la siguiente:

Estado de carga referencial de la batería.

Señal visual o audible por cercanía de desconexión del consumo.

Señal visual o audible por desconexión del consumo.



q. La caja del regulador de carga debe poseer, como mínimo, un índice de protección según las normas IEC 529 o DIN 40050:

IP 32 al instalar en regiones andinas.

IP 44 cuando sean instalados en regiones de trópico y amazonía.

r. Opcionalmente, el regulador de carga podrá ser instalado en una caja certificada con el índice de protección correspondiente a cada caso. El volumen mínimo de esta caja debe ser equivalente a 2 veces el volumen del regulador de carga.

s. De no contar el regulador de carga con una protección electrónica, este debe ser protegido mediante fusibles.

14.2.4.1.2. BATERÍAS

14.2.4.1.2.1. Descripción

Las características principales de las baterías solares son:

Entregar el máximo valor de corriente a una carga fija en forma continua durante un determinado número de horas sin necesidad de recarga.

Permitir un alto grado de profundidad de descarga (PdD).

Tener una larga vida útil determinada por el máximo número de ciclos (NOC) de carga y descarga.

Es importante identificar y diferenciar conceptualmente las baterías solares para SFV de las que se utilizan normalmente en los automotores (SLI) por razones de precio y facilidad de adquisición, pero que no trabajan adecuadamente en SFV, lo que trae un perjuicio para el usuario final, ya que los parámetros y la construcción de una batería solar, son muy diferentes de las baterías para automotores.

Las baterías de un SFV deben entregar una corriente cercana o igual a su máximo, durante varias horas, sin necesidad de ser recargadas, mientras que la batería tipo automotriz debe entregar en menos de 30 segundos una corriente transitoria cuyo valor pico alcanza 1.000 A (por unos 3 segundos), pero tiene asegurada una recarga inmediata, que continúa mientras el motor funcione.

El régimen de las cargas son completamente distintos, y por lo tanto, los parámetros eléctricos que son importantes en una batería solar, como la capacidad en Ah y la PdD, no tienen importancia en una batería automotriz.

La calidad de una batería solar está determinada por la capacidad de acumulación (Ah x V) y entrega (PdD) de energía durante largos períodos de actividad, mientras que la calidad de una batería automotriz está relacionada con los valores de corriente que puede entregar durante el arranque, a temperaturas bajas.

Es evidente que una batería solar y otra de automotor son versiones totalmente diferentes, por lo que no se acepta el uso de baterías automotrices para aplicaciones fotovoltaicas o de energías renovables.

El número de ciclos que el acumulador puede entregar durante su vida activa, depende de la profundidad de descarga PdD, ya que cuando ésta es elevada, el número de ciclos se reduce y por tanto su vida útil disminuye.

La vida útil de una batería, suele verse acortada debido a un uso inapropiado que, con frecuencia, produce una sulfatación prematura.



14.2.4.1.2.2. Especificaciones

a. La baterías para aplicaciones solares deben estar fabricadas de conformidad con la norma IEC 61427 (Secondary cells for solar photovoltaic energy systems. General requirements and test methods) u otra norma internacional aplicable.

b. Ser nuevas y libres de daños físicos al momento de instalarse lo cual implica que la caja o contenedor no presente grietas o fisuras, infladas, abolladuras, golpes, sus terminales no deben presentar deformaciones ni desajustes.

c. Los terminales deben ser de tuerca tornillo de material de bronce o acero inoxidable, lo que permitirá que no se presenten desajustes en las conexiones.

d. Tener un régimen de auto descarga no mayor de 5 % por mes.

e. Soportar al menos 8 eventos de descarga profunda (al 50 % de la capacidad) por año sin que se reduzca el tiempo especificado de su vida útil.

f. El material de construcción de la caja y de la tapa debe ser rígido y de materiales retardantes de llama.

g. Una batería con más de tres meses de fabricación previa su instalación debe ser recargada.

h. El banco de baterías debe colocarse en un lugar ventilado, con acceso restringido y protegido del ambiente.

i. Se recomienda dispongan de válvula de seguridad o de alivio de acción automática para regular la presión interna que puede incrementarse durante la operación.

j. La máxima profundidad de descarga, PdDmax, (referida a la capacidad nominal de la batería en 20-horas) no debe exceder los valores propuestos en la Tabla 14.2.2.

k. La vida de la batería (es decir, antes de que su capacidad residual caiga por debajo del 80 % de su capacidad nominal) a 20°C, debe exceder un cierto número de ciclos, NOC, a una PdD del 50%, dada por la Tabla:

Tabla14.2.2. Máxima profundidad de descarga en función del tipo de batería

Tipo de Batería Máximo PdD (%) Recomendado

Número de ciclos NOC a 50% PdD

Tubular o estacionaria abierta 80 3600

Estacionaria sellada 60 600-1200

Plomo ácido solar abierta 50 900-1000

Plomo ácido sellada AGM 60 500-800

Plomo ácido sellada GEL 60 600-950

Ión Litio 100 Más de 1000

Sodio Azufre (NaS) 80 Más de 4000

l. Se debe asegurar que la capacidad inicial de las baterías puestas en operación no difiera en más del 5 % de su valor nominal.

14.2.4.2. INVERSOR

14.2.4.2.1. Especificaciones

a. Los requisitos técnicos se aplican a inversores monofásicos o trifásicos que funcionan como fuente de tensión fija (valor eficaz de la tensión y frecuencia de salida fijos).

b. El inversor debe ser fabricado de acuerdo con lo establecido en la norma UL 1741 u otras normas aplicables.



c. La potencia nominal del inversor debe ser al menos igual a la carga instalada más un 25%.

d. La sobrecarga instantánea debe ser al menos de un 50% de la potencia nominal del inversor.

e. Debe ser capaz de operar óptimamente en el mismo rango de funcionamiento de voltaje del banco de baterías.

f. Debe ofrecer un voltaje C.A. de salida con regulación de ±5%.

g. Debe ofrecer una frecuencia de 60 Hz con un rango de variación de ± 5%

h. El consumo interno del inversor, en vacío, no debe ser mayor del 2% de la potencia nominal.

i. Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferiores al 5 % del consumo diario de energía con carga.

j. Para inversores cuya potencia superen 1 KVA deben tener un sistema de “stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga).

k. Debe poder operar en ambientes cuya humedad relativa supere 90 % y con temperaturas desde –5°C hasta 60°C.

l. El valor de distorsión armónica total (THD) no será mayor al 6%.

m. Debe cumplir al menos las especificaciones de seguridad y compatibilidad electromagnética dada en las normas UL 458 / FCC Class B.

n. Se recomienda satisfaga la especificación e-Mark e-13* 72/245/EEC, 95/54/EC.

o. El inversor debe disponer de las siguientes protecciones:

Contra polaridad inversa.

Voltajes fuera del rango de operación.

Corto circuitos en la salida de corriente alterna.

Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos.

p. No debe generar interferencias en receptores de radio y televisión.

q. Su operación debe ser silenciosa y no presentar ruidos inducidos por transformadores y mucho menos por desajustes mecánicos (no mayor a 40 dB a una distancia de un metro)

r. Los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga o en bornes del banco de baterías. En este último caso se asegurará la protección del banco de baterías frente a descargas excesivas.

s. Los inversores deben ser de onda senoidal pura. Se permitirá el uso de inversores de onda senoidal modificada si su potencia nominal es inferior a 400 W, no producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas.

t. El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especificados en la tabla siguiente.

Tabla 14.2.3. Rendimiento de los inversores según el tipo de inversor.



14.2.4.3. INVERSOR DE CONEXIÓN A RED

14.2.4.3.1. Descripción

El inversor de conexión a red es el dispositivo que transforma la corriente continua entregada por el arreglo fotovoltaico a corriente alterna de las mismas características que la red eléctrica pública a la que se conecta. Este inversor tiene que ser capaz de sincronizar correctamente con la red eléctrica y no ocasionar fallas o disturbios en la misma, que afecten a la calidad del servicio de la energía según las normas y regulaciones aplicables.

La conexión del inversor se hace en baja tensión (210/121 V en sistemas trifásicos y 120/240 V en sistemas monofásicos a tres hilos)

El inversor de conexión a red puede incluir internamente los elementos de protección y señalización exigidos en esta norma, de no ser así estos deben estar fuera del inversor.


a. El inversor de conexión a red debe cumplir los requisitos de la norma IEC 61683:1999, UL458 u otras normas equivalentes aplicables.

b. Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

Principio de funcionamiento: fuente de corriente.

Auto conmutados.

Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.

No funcionarán en modo aislado.

c. Deben poseer todas las protecciones a equipos y personas especificadas en la presente norma.

d. El diseño debe asegurar que en ningún caso el sistema inyecte corriente continua a la red eléctrica.

e. El tiempo de reconexión después de una falla en la red eléctrica, y una vez que se ha restablecido el servicio normal de la misma, no debe ser superior a 2 minutos y el accionamiento será automático.

f. Debe tener protección contra polaridades inversas.

g. Su operación debe ser silenciosa (menor a 40 dB) y no debe presentar ruidos inducidos por transformadores y mucho menos por desajustes mecánicos.

h. Las perturbaciones generadas por armónicos deben ser los aceptados por la normativa ecuatoriana correspondiente.

i. El inversor debe cumplir con las condiciones de calidad y confiablidad del servicio según las regulaciones del sector eléctrico ecuatoriano, incorporando como mínimo las siguientes protecciones:

Cortocircuitos en alterna.

Tensión de red fuera de rango.

Frecuencia de red fuera de rango.

Sobretensiones, mediante varistores o similares.



Perturbaciones presentes en la red como micro cortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.

j. Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

Encendido y apagado general del inversor.

Conexión y desconexión del inversor a la CA de la red. Podrá ser externo al inversor.

k. Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

Deben ser de onda senoidal pura.

La eficiencia a potencia pico será mayor a 90%

El autoconsumo del inversor en modo nocturno debe ser inferior al 1 % de la potencia nominal.

El factor de potencia debe ser superior a 0,96 entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.

El inicio de inyección de energía a la red, debe ocurrir antes del 10 % de su potencia nominal.

El valor de distorsión armónica total (THD) no será mayor al 2%.

La potencia pico instantánea deberá ser mayor al 100% de la potencia nominal.

Debe cumplir al menos las especificaciones de seguridad y compatibilidad electromagnética dada en las normas UL 458 / FCC Class B.

Se recomienda satisfaga la especificación e-Mark e-13* 72/245/EEC, 95/54/EC.

l. Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie.

m. Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa.

n. La vida útil de los inversores de conexión a la red no debe ser inferior a 10 años.

14.2.4.4. ESTRUCTURAS DE SOPORTE DEL SFV


Las estructuras de soporte son los elementos de sujeción, unión, fijación y protección mecánica de los componentes de un SFV. Incluyen la estructura de los paneles fotovoltaicos, el soporte del banco de baterías, y protecciones adecuadas para el resto de elementos.


a. Las estructuras deben resistir como mínimo 10 años de exposición a la intemperie sin corrosión o fatiga apreciables.

b. Deben estar diseñadas para soportar una velocidad del viento de al menos 100 km/h.

c. La inclinación de las estructuras debe estar entre 5° y 10°.

d. Ningún elemento componente de la estructura, a ninguna hora del día deben ser causa de sombreado de los módulos fotovoltaicos.

e. La tornillería usada para sujetar el módulo a la estructura debe ser de acero inoxidable o bronce.



14.2.4.5. ELEMENTOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO


Los SFV deben proveer todos los elementos de protección comunes de las instalaciones eléctricas contra sobre voltajes, sobre intensidades, corto circuitos, desconexión automática en caso de variaciones de los parámetros de la red (para instalaciones conectadas a red), inducción de corrientes de tierra, etc. Los sistemas de protección se sujetarán a la Norma Ecuatoriana


a. El sistema fotovoltaico debe disponer de elementos de seccionamiento manual para operación y mantenimiento.

b. Se debe proporcionar una conexión a tierra de los equipos.

c. El electrodo de tierra debe ser una o varias varillas de acero recubierto de cobre (copperweld) de no menos de 16mm (5/8 pulgadas) de diámetro y 1,8 m de longitud, enterrada verticalmente en su totalidad. La abrazadera de conexión al electrodo de tierra deberá ser resistente a la corrosión, de preferencia de cobre o bronce, o unión termo soldada.

d. La resistividad de la tierra debe ser menor a 20 ohms

e. El cable del sistema de puesta a tierra de los equipos, en cualquiera de los casos, podrá ser de cobre desnudo o aislado y el calibre se debe dimensionar de acuerdo a las características eléctricas de la instalación, según el código eléctrico ecuatoriano.

f. Los sistemas deben incluir una protección contra descargas o sobre voltajes directos o inducidos (varistores), tanto en la parte de CC como en la de CA.

g. La conexión a tierra de la parte continua del sistema se la hará de acuerdo con las recomendaciones de los fabricantes de los equipos instalados, debiendo prevalecer siempre la condición de seguridad de las personas.

a. Protecciones adicionales para SFV conectados a la red.

h. Las instalaciones fotovoltaicas que tengan conexión a la red deben tener un dispositivo de auto desconexión automática cuando no exista voltaje en la red, y no podrán reconectarse a ella hasta que dicho voltaje sea el nominal.

i. La instalación debe contar con un interruptor general manual accesible al personal de la compañía eléctrica, para la desconexión manual

j. La instalación debe contar con un interruptor magneto térmico para protección de equipos en caso de sobre intensidades, que puede actuar también como interruptor general manual

k. La instalación debe contar con un interruptor automático diferencial en la parte de alterna para protección de personas

l. La instalación debe contar con un interruptor de interconexión para desconexión – conexión en caso de variación de la frecuencia y voltaje de la red según los siguientes límites: +/- 5% frecuencia nominal y +/- 10% voltaje nominal; respectivamente, junto con un relé de enclavamiento. El rearme del sistema de conmutación debe ser automático.

b. Puesta a tierra en los SFV conectados a la red.

m. Todas las estructuras y cajas de equipos deben ser puestos a tierra, tanto de la parte de continua como de alterna.

n. En el circuito de CA el neutro del sistema trifásico o uno de los cables del sistema bifásico deben estar conectados a tierra.



o. Para la protección de personas en la parte de continua se recomienda la instalación flotante, es decir que la instalación eléctrica en la parte de CC no debe estar conectada a tierra, excepto cuando existe un dispositivo de descarga de sobre voltaje de por medio.

p. Se recomienda el uso de varistores u otros dispositivos (diodos, dispositivos de descarga, fusibles de descarga de gases, transformadores de aislamiento, filtros, optoacopladores) para la conexión a tierra del circuito eléctrico tanto de la parte de continua como de alterna.

14.2.4.6. TABLEROS ELÉCTRICOS


Dependiendo de la aplicación y de la capacidad del SFV, se debe prever la instalación de armarios de conexiones, gabinetes, tableros de protección y seccionamiento con elementos dimensionados para las capacidades de potencia y corriente que soportan. Los tableros se sujetarán a la norma del código eléctrico ecuatoriano o similar y solamente se permitirá el uso de elementos certificados bajo normas internacionales.


a. En SFV aislados los componentes (regulador de carga, inversor, batería(s), supresor de transientes, interruptor termo magnético (breakers), fusibles) no podrán ser fijados sobre las paredes sino que deben ir dentro de un gabinete metálico protegido contra la corrosión o de material aislante como el policarbonato a fin de impedir el contacto de personas a las partes energizadas. Este gabinete tendrá al menos un índice de protección IP32 si se lo ubica al interior de un cuarto o vivienda e IP54 si se coloca a la intemperie. El diseño del gabinete deberá permitir accionar el regulador en caso de sobrecargas y poder observar en el regulador las luces indicadoras de carga de batería o la pantalla de información.

b. Los interruptores termo magnéticos de los circuitos interiores de las viviendas o centros comunales deben estar al acceso del usuario, dentro del mismo gabinete o en un tablero aparte.

c. En SFV mayores a 5 kW se debe prever la instalación de tableros de empalme en corriente continua; tableros de conexión de los circuitos de corriente alterna, de acometida de la red, y de salida de los inversores con los interruptores termo magnéticos y fusibles dimensionados conforme a la carga instalada de diseño. Se recomienda el uso de tableros que cuenten con instrumentos de medición de voltaje y corriente de la red o de la producción del SFV y luces piloto que indiquen el estado de energización de la red y del SFV.

d. En caso de instalar un registrador de datos (data logger) separado de los reguladores o inversores estos podrán ir en un tablero separado de modo que la descarga periódica de datos y registros se haga sin necesidad de abrir el tablero principal de control o fuerza.

14.2.4.7. CABLES


El calibre de los diferentes conductores se debe ceñir a los requerimientos eléctricos de ampacidad, caída de voltaje y seguridad en cada parte del sistema.

Los cables internos de los paneles fotovoltaicos que salen desde la caja de conexión, deberán cumplir con al menos una de las normas: Código Eléctrico Ecuatoriano, NEC 2008 / UL Type PV, UL 4703, USE-2, UNE 21123, UNE 20.460-5-52, UTE C 32-502.

Los cables externos deberán ser aptos para operar a la intemperie según el Código Eléctrico Ecuatoriano, o la norma internacional IEC 60811.




a. Las secciones de los conductores externos deben ser tales que las caídas de tensión en ellos sean inferiores al 3% entre el arreglo fotovoltaico y el regulador de carga, inferiores al 1% entre la batería y el regulador de carga, e inferiores al 3% entre el regulador de carga y las cargas. Todos estos valores corresponden a la condición de máxima corriente.

b. El cable entre el arreglo fotovoltaico y el regulador de carga se debe seleccionar de tal forma que su ampacidad sea 1,25 veces la corriente de cortocircuito de todo el campo fotovoltaico. Igual para el cable entre el regulador y la batería.

c. Los cables deben cumplir con el código de colores (rojo es positivo, negro es negativo) o por lo menos identificar la polaridad.

d. Los cables exteriores de la instalación fotovoltaica deben ser especificados para uso en presencia de humedad, temperatura 90°C, doble aislamiento multifilares y resistentes a los rayos ultravioleta, tipo XHHN, SUPERFLEX, o similar.

e. Las instalaciones interiores de las viviendas que utilicen los sistemas fotovoltaicos aislados de la red deben usar conductores bipolares de doble aislamiento, o unipolares en tubería. Estos cables pueden ser del tipo THW y multifilares.

f. El cableado seleccionado debe estar en conformidad con el ambiente de utilización del mismo.

g. Todos los terminales de los cables deben permitir una conexión segura y mecánica fuerte. Deben tener una resistencia interna pequeña, que no permita caídas de tensión superiores al 0,5 % del voltaje nominal. Esta condición es aplicable a cada terminal en las condiciones de máxima corriente.

h. Los terminales de los cables no deben favorecer la corrosión que se produce cuando hay contacto entre dos metales distintos.

i. Los extremos de los cables de sección ≥ 4 mm2 deben estar dotados con terminales específicos y de cobre. Los extremos de los cables de sección ≤ 4 mm2 podrán retorcerse y estañarse para lograr una conexión adecuada.

j. Los fusibles deben elegirse de modo tal que la máxima corriente de operación esté en el rango del 50 al 80% de la capacidad nominal del fusible.

k. El calibre o sección del conductor debe tomar en cuenta tanto la ampacidad como la caída de tensión y viene dada por la fórmula siguiente para conductores de cobre.

V

ilmmS

0178.02][ 2

(14-3)

Tabla 14.2.4. Ampacidad del conductor en AWG y mm2



14.2.4.8. INSTALACIONES ELÉCTRICAS INTERIORES


La instalación de SFV del tipo residencial o comunitario deben incluir las instalaciones eléctricas interiores consistentes en: puntos de iluminación y de tomas de corriente, cableado, piezas y tablero de protección con seccionadores.


a. Los puntos de iluminación incluyen: base de cerámica con boquilla E27 para foco ahorrador o luminaria empotrada tipo fluorescente tubular con carcaza, interruptor sobrepuesto.

b. Puntos de tomacorrientes: salida de tomacorriente doble sobrepuesto polarizado.

c. Conexión con conductor bipolar #14 AWG (Sucre) tipo TW o THHN. Los empalmes y derivaciones se realizarán en cajas plásticas con tapa. Los conductores se fijarán a las paredes o techo con grapas o abrazaderas.

d. Seccionadores de protección tipo riel DIN en caja de la capacidad de la carga x 1.25.

14.2.4.9. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN E IDENTIFICACIÓN

a. Todos los puntos de conexión de los elementos constitutivos de las instalaciones solares fotovoltaicas deben estar identificados, de manera que se facilite las actividades de instalación y mantenimiento. Se debe incluir al menos:

Entradas y salidas

Nombre y capacidad de los elementos

Polaridad

b. Debe colocarse un diagrama unifilar simple de la instalación en algún lugar visible y protegido del ambiente para facilitar las labores de mantenimiento.

c. Los SFV aislados deben incluir una identificación de cada uno de los componentes principales del sistema.

14.2.4.10. EQUIPAMIENTO (CARGAS ELÉCTRICAS)

El equipamiento referido en este punto corresponde solamente a sistemas fotovoltaicos aislados de la red.

14.2.4.10.1. Luminarias

a. Está compuesta por la lámpara o foco y el balasto, integrados en un solo cuerpo o separados.

b. Debe proporcionar facilidades para su instalación fija y para el recambio de la lámpara y el balasto.

c. Las lámparas deben ser del tipo fluorescentes compactas, ahorradoras, tipo led o similares.

d. Se recomienda que las lámparas sean fabricadas de acuerdo con lo establecido en las normas INEN, código eléctrico ecuatoriano u otras normas internacionales aplicables, además se debe tener en cuenta las siguientes recomendaciones:

Las lámparas pueden ser de corriente continua o corriente alterna

Entregar un flujo luminoso igual o mayor a 40 lúmenes/vatio

La lámpara debe estar montada en una carcasa que cumpla los requisitos de los códigos eléctricos o mediante la fijación con boquilla E27 o E14.



e. Para luminarias tipo E27 se recomienda la instalación de una pantalla reflectora.

f. El balasto debe cumplir las siguientes especificaciones:

Debe ser electrónico.

Ajustarse a los valores nominales de corriente y operar adecuadamente dentro de los límites de los voltajes de alimentación

No debe generar interferencias en receptores de radio y/o televisión.

Debe estar protegido contra los efectos ambientales.

14.2.4.10.2. Electrodomésticos

a. Los electrodomésticos usados en SFV deben cumplir al menos con la certificación “Energy Star”, INEN u otras normas de eficiencia energética aplicables.

14.2.4.10.3. Refrigeradoras solares para vacunas

a. Deben cumplir al menos con las especificaciones de la Organización Mundial de la Salud (OMS) WHO / UNICEF EPI Technical Series Sección E3 para clima cálido (hot) 32°C, niveles de radiación 3,5 a 5,2 kwh/m2 día o la certificación de conformidad con norma por parte del INEN.

14.2.4.10.4. Otras cargas

a. Para cargas especiales como bombas, equipos de telecomunicaciones, etc, se recomienda el uso de equipos de alta eficiencia.

14.2.5. ELEMENTOS DE MEDICIÓN Y REGISTRO DE PARÁMETROS DEL SFV

Un SFV debe ofrecer al usuario de manera permanente información sobre el estado de funcionamiento de los componentes.

En SFV aislados se recomienda la instalación de reguladores de carga que incluyan algoritmos de medición de los parámetros eléctricos con información sobre las condiciones de producción del arreglo fotovoltaico, consumo de las baterías, intensidad y voltaje de la carga, etc. Los reguladores de carga en estos casos disponen de algoritmos que mantienen el punto de máxima potencia del arreglo fotovoltaico, conocidos también como seguidores del punto de máxima potencia (MPPT).

Para SFV conectados a la red es obligatorio, la medición de los parámetros eléctricos del sistema.

Los SFV aislados mayores de 1000 W, obligatoriamente deben proveer la siguiente información:

Irradiación solar (kWh/m2.dia). Se lo puede hacer con un piranómetro de tipo celda fotovoltaica.

Intensidad y voltaje del arreglo fotovoltaico.

Voltaje de la batería

Intensidad de la carga, CC o CA.

El registrador de datos debe permitir almacenar al menos 3 meses de mediciones y contar con software de descarga y presentación de datos.

En caso de varios SFV residenciales instalados en una comunidad es suficiente la instalación de un registrador de datos por usuario y sistema tipo.

Los SFV para cargas especiales y aquellos conectados a la red deberán disponer de un sistema de registro de datos de los siguientes parámetros:



Irradiación solar incidente en la instalación.

Voltaje e intensidad del arreglo fotovoltaico

Producción de energía del arreglo fotovoltaico.

Registro de fallas en la red: intensidad, voltaje y potencia (activa, reactiva) de la red, factor de potencia, frecuencia.

Intensidad y voltaje inyectados a la red.

Voltaje de la batería.

Intensidad, voltaje y potencia de la carga.

El registro se hará con un intervalo semanal acumulado, con los datos de máxima, media y mínima. El registrador de datos debe permitir almacenar al menos 6 meses de mediciones y contar con software de descarga y presentación de datos. Se recomienda la opción de acceso remoto vía telefónica para registro y descarga de los datos monitoreados.

14.2.6. DISEÑO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

14.2.6.1. CRITERIOS

Para el diseño y dimensionamiento de un SFV se recomienda el uso de la guía “Universal Technical Standard for Solar Home Systems” Thermie B SUP 995-96, EC-DGXVII, 1998.

14.2.6.2. CONSIDERACIONES TÉCNICAS

En el diseño de un sistema fotovoltaico es preciso tomar en cuenta las siguientes consideraciones técnicas:

Tipo de sistema fotovoltaico: de acuerdo a la clasificación.

Carga instalada y demanda energética individual y total para el caso de micro redes. Se debe tomar en cuenta:

El tipo de carga y el servicio que prestará dicha carga para la selección de los componentes del SFV.

Los consumos en espera (stand-by) de los equipos y el rendimiento de cada uno de ellos cuando la potencia que se especifica no lo ha hecho.

Cuando el sistema esté previsto para servir a cargas en CC y CA se realizará el dimensionamiento por separado.

Se debe presentar la estimación del consumo diario de energía en una tabla en la que deben constar como mínimo las columnas de: nombre de los equipos, número de equipos, potencia unitaria de los equipos, número de horas promedio diarias de uso y energía promedio diaria, en Wh, necesaria para la instalación. Se recomienda la elaboración de la curva de carga diaria del SFV.

Si la instalación no es de uso todo el año se debe especificar el periodo de diseño del sistema.

Reserva futura. El valor mínimo aceptable es de 10%.

Radiación solar del emplazamiento. De acuerdo a las referencias recomendadas o medidas en el sitio.

Voltaje y corriente del arreglo fotovoltaico. El voltaje se trabajará de preferencia en valores múltiplos de 12 V CC (12, 24, 36, 48). La corriente máxima estará limitada a la



corriente del regulador de carga que atiende al módulo o al arreglo de módulos. En caso de necesidad de capacidades de corriente mayores se instalará varios reguladores en paralelo.

Pérdidas del sistema (PR). Según las especificaciones indicadas en el parágrafo de producción energética

Días de autonomía. De 2 a 5.

Tipo de batería. Según la clasificación.

Profundidad de descarga del banco de baterías. Dependiendo del tipo de baterías. En ningún caso será superior a 80%.

Voltaje del banco de baterías. Se trabajará de preferencia en voltajes múltiplos de 12 V, CC (12, 24, 36, 48).

Figura 14.2.5. Configuraciones de sistemas fotovoltaicos con inversor.

14.2.6.2.1. RECURSO SOLAR EN EL ECUADOR

El primer paso en el diseño de un SFV consiste en conocer si en el sitio existe el recurso suficiente de energía solar. Información sobre la radiación solar diaria promedio se obtiene de sitios Web como el de la NASA o las referencias indicadas más abajo. El dato que nos interesa es el nivel de radiación promedio anual. En el caso del Ecuador, los niveles de radiación son relativamente altos, entre 4 y 6 kWh/m2/día promedio anual. Se debe tener en cuenta también las condiciones climáticas del sitio (nubosidad, pluviosidad, temperatura, viento).

Serie horaria: El dato de radiación solar promedio diaria en kWh m-2día-1 se obtiene de una serie de lecturas hora a hora durante un período de al menos un año. El uso de una serie de radiación solar permite estimar con mayor exactitud la energía que obtendremos de nuestro SFV. El uso de una serie de datos generalmente está asociado a programas de computación que facilitan el diseño. Un proveedor serio debe estar en capacidad de proporcionar este cálculo.

Promedio anual: Si no se dispone de la serie de radiación solar, tomamos el dato de la radiación solar promedio diaria de la zona en que estamos. Un valor aceptable para el Ecuador es de 4,5 kWh m-2día-1.

El Ecuador está ubicado entre las latitudes 1°30’N (Carchi) y 5°0'S (Zamora) y entre las longitudes 72°0’O (Salinas) y 75°10’O (Orellana) es decir al oeste del meridiano de Greenwich. El Archipiélago de Galápagos se encuentra entre las latitudes

Figura 14.2.6. Movimiento aparente del sol sobre el firmamento

Nota: La primera medición representa el ángulo desde el lado norte del horizonte, mientras que la segunda medición es desde el sur verdadero.



1°40'N y 1°30’S y entre las longitudes 89°10'O y 92°0'O. Al estar atravesado por la Línea Equinoccial, el Ecuador tiene poca variabilidad en la posición del sol durante todo el año, lo cual favorece la aplicación de la energía solar para producir electricidad y calor, ya que en promedio hay 12 horas de sol durante el día. La variación en el zenit (cuando el sol está perpendicular a la Tierra, a las 12 del día) es de +/- 23.5°, es decir que el Sol se desplaza 47° en el año entre el solsticio de verano (21 de junio) y el solsticio de invierno (21 de diciembre).

El recurso solar al ser un valor de energía se mide en Joules, es decir en Vatios por Segundo. Un kWh es otra medida de la energía y 1 kWh equivale a 3.6 MJ.

En el Ecuador no existe un registro histórico completo de radiación solar. El INAMHI tomó durante los años 1970 a 1990 algunas mediciones de heliofanía o duración de brillo solar durante un día que corresponde a la radiación solar directa.

Zona I: 3200 a 3600 [Wh/m2/dia]

Zona II: 3600 a 4000 [Wh/m2/dia]

Zona III: 4000 a 4400 [Wh/m2/dia]

Zona IV: 4400 a 4800 [Wh/m2/dia]

Zona V: 4800 a 5200 [Wh/m2/dia]

Figura 14.2.7. Mapa resumen anual con la insolación global promedio anual



El CONELEC contrató en el año 2008 la elaboración del Mapa Solar del Ecuador, y se basa en datos tomados de sistemas satelitales del NREL (National Renewable Energy Laboratory) de los Estados Unidos entre 1985 y 1991 que interpola la información a celdas de 1 km2. Se muestra información sobre las insolaciones directa (isohelias a 300 Wh/m2.día), difusa (isohelias a 100 wh/m2.día) y global (isohelias a 150 Wh/m2.día) para cada mes del año y el promedio anual.

Con este mapa solar se ha elaborado un mapa resumen anual con la insolación global promedio anual agrupada en cinco zonas I a V en kWh/m2.día.

Los valores de insolación o radiación solar global para las provincias del país y sus ciudades más importantes son:

Tabla 14.2.5. Valores de insolación o radiación solar global para las provincias del país

y sus ciudades más importantes.

PROVINCIA CIUDAD Wh/m2/día ZONA

Carchi Tulcán 4200 II

Esmeraldas Esmeraldas 4350 II

Imbabura Ibarra 5250 IV

Manabí Portoviejo 4650 III

Pichincha Quito 5075 Iv

Tsáchilas Santo Domingo 4650 III

Cotopaxi Latacunga 4800 IV

Napo Tena 4350 II

Santa Elena Salinas 4350 II

Guayas Guayaquil 4513 III

Los Ríos Babahoyo 4650 III

Bolívar Guaranda 4800 IV

Tungurahua Ambato 4650 III

Chimborazo Riobamba 4200 II

Pastaza Puyo 4200 II

Cañar Azogues 4500 III

Morona Santiago Macas 4050 II

Azuay Cuenca 4350 II

El Oro Machala 4200 II

Loja Loja 4350 II

Zamora Chinchipe Zamora 4350 II

Galápagos Puerto Ayora 5835 V

Para Quito y Guayaquil, los valores promedio mensuales de radiación solar global son:



Tabla 14.2.6. Valores promedio mensuales de radiación solar global para Quito y Guayaquil.

MES Wh/m2/ día promedio

Quito Guayaquil

Enero 4950 3900

Febrero 4950 4200

Marzo 4950 4650

Abril 4800 4350

Mayo 4650 4500

Junio 4800 4200

Julio 5250 4350

Agosto 5400 4650

Septiembre 5550 5100

Octubre 5250 4500

Noviembre 5250 4950

Diciembre 5100 4800

Promedio 5075 4513

Mientras no se disponga de un sistema actualizado de la información de radiación solar en el Ecuador, se pueden usar estos datos confirmándolos con datos reales medidos en el sitio donde se instalará el sistema solar fotovoltaico, al menos con datos de 12 meses anteriores.

Otras fuentes de datos de radiación solar que pueden consultarse son:

Tabla 14.2.7. Fuentes de datos de radiación solar.

Nombre Dirección internet Observaciones

Datos satelitales

1. SeaWiFS Surface Solar Irradiance.

http://www.giss.nasa.gov/data/seawifs/ julio 1983 a junio 1991

2. LaRC Surface Solar Energy Data Set (SSE). http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/

Actualizada permanentemente. Celdas de 280 km2

Mediciones en tierra

3. University Of Massachusetts Lowell Photovoltaic Program.

http://energy.caeds.eng.uml.edu/fpdb/Irrdata.asp Hasta 25 años en algunos sitios. Más confiable.

4. WRDC Solar Radiation and Radiation Balance Data.

http://wrdc-mgo.nrel.gov/ 1984 a 1993. Pocas estaciones en Ecuador

http://energy.caeds.eng.uml.edu/fpdb/Irrdata.asp



14.2.6.2.2. UBICACIÓN

Un SFV necesita un sitio libre de obstáculos (edificios cercanos, árboles, vegetación) y de un área suficiente para el montaje del arreglo fotovoltaico (techo de una vivienda, sobre una base en el suelo o sobre un poste) por lo cual debemos prever un sitio apropiado para obtener la mayor cantidad de radiación solar a lo largo del año.

En la medida de lo posible el arreglo fotovoltaico debe estar libre de sombras durante las 8 horas centrales del día durante todo el año.

14.2.6.2.3. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA

Los cálculos de producción energética, cuando se trata de una instalación de servicio todo el año, se deben hacer para el promedio anual de la radiación global sobre superficie horizontal, indicando al Usuario el mes más desfavorable.

Para instalaciones que no brindan servicio todo el año, el cálculo de la producción energética se lo hará para el periodo más desfavorable para el cual se diseña el sistema.

La capacidad útil de la batería (capacidad nominal multiplicada por la profundidad de descarga de diseño) debe permitir entre 2 y 5 días de autonomía a plena carga, sin heliofanía.

El tamaño del arreglo fotovoltaico debe asegurar que la energía producida durante el peor mes (tomando en cuenta el PR performance ratio) pueda, como mínimo, igualar la energía demandada por la carga.

Para el cálculo de la producción energética se aplica el concepto de rendimiento global del sistema (performance ratio) PR que se define como “la energía útil entregada a la carga dividida por la máxima energía que teóricamente puede producir el arreglo fotovoltaico”.

No se debe conectar baterías antiguas con nuevas, ni de diferente capacidad en una misma instalación.

El arreglo fotovoltaico de un SFV debe hacerse con módulos de similares características.

Para el cálculo del rendimiento global del sistema PR (performance ratio) se deben considerar por lo menos los siguientes aspectos:

Rendimiento por funcionamiento a temperatura diferentes de las condiciones normales

temp

Rendimiento por suciedades acumuladas en los módulos fotovoltaicos suc

Rendimiento del regulador de carga reg

Rendimiento por caída de voltaje en los cables, tanto en la parte de CC como en la de CA

cab

Rendimiento del banco de baterías bat

Rendimiento por pérdidas debido a la auto descarga del banco de baterías aut

Rendimiento del inversor inv

14.2.6.2.4. CONSIDERACIONES ECONÓMICAS

Un SFV tiene un costo inicial alto comparado con la conexión a la red eléctrica o a la instalación de un grupo electrógeno. La ventaja de un SFV es que su costo de operación y mantenimiento es bajo, debiendo solamente sustituirse las baterías cada 5 u 8 años, dependiendo del tipo y de las condiciones de uso, temperatura y ciclaje. Para tomar la decisión de instalar un SFV, es



indispensable hacer un estudio financiero una vez diseñado el sistema, donde se analicen los costos durante la vida útil del SFV en comparación con los sistemas tradicionales.

Cuando se decide por la solución solar fotovoltaica, es importante prever los recursos para los estudios y diseños originales y para la instalación. Un análisis mediante el método del costo nivelado de energía (levelized costs), por ejemplo, permite obtener un resultado del costo por kilovatio hora producido durante la vida útil del sistema y comparar las diferentes alternativas de equipamiento.

14.2.7. DIMENSIONAMIENTO

14.2.7.1. SFVA AISLADOS

14.2.7.1.1. CÁLCULO DE LA DEMANDA ENERGÉTICA

Se lo presentará de forma tabulada según el ejemplo de la tabla expuesta más abajo.

Tabla 14.2.8. : Ejemplo de tabla para la demanda energética

Equipo Nº CC/CA

Potencia [W]

Tiempo estimado de uso (h/día)

Capacidad instalada

[W]

Demanda energética

Wh/día

TOTAL

La capacidad instalada es la suma del número de equipos multiplicada por la potencia de cada uno. La demanda energética es la suma de la energía demandada [Wh] de cada equipo.

Se deben considerar las cargas CC por separado de las cargas de CA.

14.2.7.1.2. CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOBRE SUPERFICIE INCLINADA Y HORAS SOLARES

Para calcular la media mensual de radiación diaria sobre la superficie del módulo fotovoltaico se debe usar la ecuación siguiente:

)/(* 2díamWhHkHT (14-4)

Donde H es la media mensual diaria de radiación sobre una superficie horizontal y k se escoge de entre las tablas que se encuentran en los Anexos. Una latitud positiva significa norte y una latitud negativa significa sur.

El número de horas diarias de irradiación solar a 1000 W/m2 determina el número de horas de sol día.

2

2

/

/1000/

mW

díamWhHHS T

(14-5)

14.2.7.1.3. ESTIMACIÓN DEL RENDIMIENTO GLOBAL DEL SISTEMA PR

El rendimiento por funcionamiento a temperaturas diferentes de las condiciones normales se calcula según las ecuaciones siguientes. Se asume que la radiación instantánea es de 1000 W/m2.



)25(1 cTtemp TC (14-6)

)20(25,1 NOCTTT ac (14-7)

TOCTSCT VIC ,, (14-8)

Donde Tc es la temperatura de la celda a una irradiación de 1000 W/m2, Ta es la temperatura ambiente y NOCT es la temperatura de operación normal de la celda y que viene especificada en las hojas técnicas del proveedor. En caso de que el proveedor no especifique el valor de NOCT se asumirá el valor de 45°C. CT es el coeficiente de variación de la potencia por funcionamiento a temperaturas diferentes de las estándares de prueba. En caso de no disponer de este valor se puede asumir el valor de 0,005.

El rendimiento por efectos de suciedad no debe ser inferior a 2%

El rendimiento por pérdida en los cables debe cumplir lo dispuesto en esta normativa.

Los rendimientos del regulador, banco de baterías e inversor, deben ser tomados de las hojas técnicas de los proveedores.

El rendimiento debido a las pérdidas por auto descarga del banco de baterías no debe ser inferior a 1%

El rendimiento global del sistema se calcula con la fórmula siguiente:

PR= temp . suc . reg . cab . bat . aut . inv (14-9)

14.2.7.1.4. CÁLCULO DE LA POTENCIA PICO DEL ARREGLO FOTOVOLTAICO

La potencia pico necesaria para suplir las necesidades energéticas de la carga se calcula mediante la fórmula siguiente:

PRHS

energéticaDemandaPotp

* (14-10)

14.2.7.1.4.1. Capacidad del banco de baterías

La capacidad del banco de baterías se calcula según la fórmula:

sistemadelVoltajePdD

autonomíadedíasenergéticaDemandaCbat

*

*

(14-11)

Donde el voltaje del sistema debe ser múltiplo de 12 V (12, 24, 36, 48,..etc.) y la capacidad de la batería está dada en amperios hora (Ah) y debe ser usado para escoger el banco de baterías a un régimen de descarga de 20 horas (C20).

14.2.7.1.4.2. Capacidad del regulador y del inversor

La capacidad del regulador debe ser al menos un 25% mayor de la corriente de corto circuito del arreglo fotovoltaico o de la serie de módulos a los cuales está conectado.

La capacidad del inversor debe ser al menos un 25% mayor que la carga instalada. La carga total puede ser distribuida entre varios inversores y pueden formar bancos de inversores (monofásicos, bifásicos, trifásicos).



Figura 14.2.8. Sistemas fotovoltaicos residenciales aislados.

14.2.7.1.4.3. SFVA para cargas especiales

Para sistemas de telecomunicaciones, bombeo, iluminación y otros, se aplicará el mismo método que para los sistemas fotovoltaicos aislados.

14.2.7.1.4.4. Iluminación pública

Los SFV se pueden aplicar para iluminación pública tanto en sitios aislados de la red como en sitios donde existe la red, y se pueden usar en carreteras, parques, jardines, señalización en vías públicas, publicidad externa, sistemas de seguridad, luces guía, balizas, etc.

El controlador de carga de un sistema de iluminación fotovoltaico debe ser de tipo crepuscular con temporizador programable hasta dos ciclos de encendido – apagado.

El diseño del sistema de iluminación, la instalación y montaje de los postes de alumbrado público con sistemas de energía solar fotovoltaica se sujetarán a las mismas normas que se aplican en los sistemas convencionales de alumbrado público con postes metálicos o de hormigón, y para el efecto se aplicará la norma ecuatoriana (Empresa Eléctrica Quito).

Figura 14.2.9. Luminaria Solar

14.2.7.1.4.5. Bombeo de agua

En sistemas de bombeo diurnos se puede eliminar el uso de banco de baterías, simplificando la instalación y el mantenimiento. Con un banco de baterías debidamente dimensionado, se puede mantener el bombeo para el horario nocturno.

Se debe usar un adaptador de impedancias para facilitar el arranque del motor.



Se recomienda el uso de bombas específicas para sistemas solares.

La estimación de la energía eléctrica consumida por la motobomba viene dada por la fórmula siguiente:

MB

TEd

MB

H

MB

mHdíamQdíaWhEdíaWhE

)()/(725,2)/()/(

3

(14-12)

Figura 14.2.10. Bombeo solar

Para sistemas de bombeo de corriente alterna, la eficiencia de la motobomba es un parámetro que suele estar incluido en el rendimiento del conjunto inversor-motobomba. Habitualmente, el fabricante proporciona herramientas gráficas para el cálculo del rendimiento global del sistema, incluyendo el propio generador fotovoltaico. Por defecto, puede utilizarse un rendimiento típico ηMB = 0,4 para bombas superiores a 500 W.

La altura equivalente de bombeo, HTE, es un parámetro ficticio que incluye las características físicas del pozo y del tanque de almacenamiento, las pérdidas por fricción en las tuberías (contribución equivalente en altura) y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. Para su cálculo puede utilizarse la fórmula siguiente:

fAP

T

STDTSTDTE HQ

Q

HHHHH

(14-13)

La suma de los dos primeros términos es la altura desde la salida de la bomba en el depósito hasta el nivel estático del agua.

Figura 14.2.11. Esquema de sistema de bombeo



Figura 14.2.11. El tercer término es una corrección para tener en cuenta el descenso de agua durante el bombeo y el cuarto es la contribución equivalente en altura de las pérdidas por fricción en las tuberías y en otros accesorios del sistema hidráulico (válvulas, codos, grifos, etc.). Estas pérdidas, deben ser inferiores al 10 % de la energía hidráulica útil (es decir, Hf < 0,1HTE).

El cálculo de la potencia del arreglo fotovoltaico se lo hará como un sistema fotovoltaico aislado.

14.2.8. TELECOMUNICACIONES

Para el dimensionamiento de los sistemas aislados para telecomunicaciones la autonomía mínima debe ser de 5 días, y el régimen de descarga usado para el diseño del banco de baterías debe ser de 100 horas (C100).

Se recomienda redundancia de los componentes críticos (regulador de carga, inversor).

14.2.8.1. SFVAM EN MICRO RED

Los SFVAR o los SFVAC sirven a usuarios individuales, es decir un sistema por cada usuario. En caso de varios usuarios que se encuentren próximos entre sí o de pequeños poblados donde ya se disponga de redes de distribución con generación de grupos diesel, por ejemplo, es conveniente instalar un SFV centralizado de mayor potencia que sirva a todos los usuarios. Este sistema fotovoltaico se conoce como micro red (SFVAM). La ventaja del SFVAM es que mejora la confiabilidad en el servicio y se reduce la potencia total del mismo comparado con la solución con sistemas individuales.

Figura 14.2.12. Sistema fotovoltaico aislado en micro red

Por experiencia práctica se tiene:

PSFVAM = 0.6 x U x PSFVAR

Donde:

PSFVAM = Potencia total del sistema fotovoltaico aislado en micro red.

0.6 = factor de diversidad (para un número de usuarios mayor a 20).

U = Número de usuarios.

PSFVAR = Potencia de un SFVAR (individual).



El diseño y la construcción de un SFVAM, se lo debe hacer considerando los mismos criterios que los de un SFV convencional, aislado o conectado a la red con respaldo en batería.

Generalmente el servicio a los usuarios, en los casos de SFVAM se lo hace a través de redes de distribución en baja tensión (240/120V, 60Hz) con sistemas trifásico o monofásico tres hilos. Así, para los diseños de las redes de distribución se debe usar las normas aplicables, como la de la Empresa Eléctrica Quito. Estas redes incluyen tanto las cargas de los usuarios como las cargas de iluminación. Es importante que en el diseño de la red de distribución la carga sea balanceada entre las fases.

En algunos casos de SFVAM es conveniente aplicar el concepto de tarifa pre pagada, que consiste en que los usuarios se registran de acuerdo con su nivel de consumo energético mensual y compran anticipadamente su cupo para el uso de la energía. De esta forma controlan su consumo hasta un máximo contratado, permitiendo que la energía producida por el SFVAM se distribuya equitativamente entre todos los usuarios. El elemento que posibilita controlar el consumo y desconecta la carga si este se excede se conoce como dispensador de energía.

Por experiencia en el Ecuador, según la Tabla 14.2.9 se determinan los rangos de consumo en SFVAM.

La tarifa tipo T33 por ejemplo corresponde a un consumo mensual máximo de 33 kWh, es decir 1,11 kWh por día.

Tabla 14.2.9. Rangos de consumo de energía en sistemas fotovoltaicos residenciales aislados

TARIFA TIPO CARGA INSTALADA W DEMANDA Wh/día DISPENSADOR W

T8.4 541 282 600

T17 593 586 600

T25 623 817 600

T33 669 1111 600

T50 766 1673 1100

14.2.8.1.1. SFV CONECTADOS A LA RED

La conexión de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red debe hacerse en baja tensión, es decir para voltajes de suministro en el punto de entrega inferiores a 600 V en corriente alterna.

Las instalaciones de los SFV conectadas a la red no deben originar situaciones peligrosas para el personal de mantenimiento y operación de la red de distribución, ni generar perturbaciones en la red como armónicos, flickers, etc.

El diseño eléctrico de la conexión a la red de los SFV será similar a cualquier sistema de generación convencional (grupo electrógeno, central mini hidráulica, etc.).

14.2.8.1.2. SFVCS SIN RESPALDO EN BATERÍAS

Producción energética

Para el cálculo de la producción energética se usará el rendimiento global del sistema (performance ratio) PR que se define como “la energía útil entregada a la carga dividida por la máxima energía que teóricamente puede producir el generador fotovoltaico”. Entre los aspectos que deben ser considerados se anotan los siguientes:

Rendimiento por funcionamiento a temperatura diferentes de las condiciones normales



Rendimiento por tolerancia en las características eléctricas de los módulos.

Rendimiento por suciedades acumuladas en los módulos fotovoltaicos.

Rendimiento por pérdidas en los cables, tanto en la parte de CC como en la de CA

Rendimiento del inversor de conexión a red

El rendimiento por pérdidas en los cables debe cumplir lo dispuesto en esta normativa.

Se recomienda el uso de módulos fotovoltaicos iguales dentro de una misma instalación.

Condiciones técnicas de la conexión a red

Esta norma rige las instalaciones de hasta los 100 kW de potencia nominal, considerada potencia nominal la potencia de placa del inversor de conexión a red.

Por seguridad la contribución de potencia total de los SFVCS conectados a una misma línea de distribución no debe sobrepasar el setenta por ciento de la capacidad de transporte de corriente de esa línea ni del transformador.

Si la potencia nominal de la instalación supera los 5 kW la conexión necesariamente tendrá que ser trifásica. En caso de ser menor la conexión podrá ser monofásica (120V ó 240V).

14.2.8.1.3. SFVCB CON RESPALDO EN BATERÍAS

Un sistema fotovoltaico conectado a la red con respaldo en baterías tiene el mismo criterio de dimensionamiento y diseño que uno aislado, con la diferencia que el banco de baterías se mantiene cargado tanto del arreglo fotovoltaico como de la red, y en caso de falla de la red las baterías actúan como respaldo lo que permite asegurar una mayor confiabilidad en el servicio.

El diseño de un SFVCB debe contemplar la imposibilidad de que la energía almacenada en las baterías pueda ser vendida de vuelta a la red. Solamente puede ser vendida a la red la producción excedente del arreglo fotovoltaico, y evitar el caso en que aplicando la tarifa preferencial por venta de energía se pueda entregar energía a un precio mayor que él se compra de la red.

14.2.8.1.4. SFVCM CON MICRO INVERSORES

Actualmente existen pequeños inversores de capacidades similares a las de un panel fotovoltaico (170 – 220 W) que permiten la conexión directa del panel a la red de distribución en baja tensión de la empresa eléctrica. La ubicación en el sistema eléctrico secundario de un panel con micro inversor de estas características puede mejorar las condiciones de la red al reducir la carga sobre transformadores y líneas.

Las especificaciones tanto del panel fotovoltaico como del inversor deben cumplir con las mencionadas en esta norma para cada uno de los componentes, de modo que no se afecte las condiciones de calidad de servicio que podrían presentarse en la red secundaria, por efecto de perturbaciones, frecuencia, distorsión armónica, variaciones de voltaje, desbalance de fases y otras.

14.2.8.1.4.1. SFVH híbridos

Los SFVH forman parte de un sistema mayor con energía de respaldo de fuentes renovables o no, como una micro central hidroeléctrica, una turbina eólica, un generador de biomasa, un grupo diesel, etc. Un sistema híbrido puede ser aislado como conectado a la red con las mismas consideraciones de dimensionamiento aplicables a cada caso.



Figura 14.2.13. Esquema de facturación con medición neta

14.2.8.1.4.2. Facturación y medición

La medición de los sistemas fotovoltaicos se hace generalmente mediante dos conceptos: 1) Medición neta, y 2) Tarifa preferencial.

La medición neta consiste en que la producción energética del SFV, esté o no conectado a la red, se descuenta del consumo energético del usuario, con lo que la planilla de pago mensual es la diferencia entre ambas. Cualquier excedente que se entregue a la red y que supere el valor de consumo no se reconoce al usuario. Este sistema se aplica principalmente en los Estados Unidos de Norteamérica. Se utiliza en este caso un solo medidor que gira en el sentido positivo cuando se está consumiendo la energía y en sentido negativo (hacia atrás) cuando está entregando energía a la red proveniente del SFV.

La tarifa preferencial consiste en que la producción energética del SFV, esté o no conectado a la red, tiene un valor de venta de energía mayor al del consumo. En este caso se debe registrar los dos valores, el uno de consumo del usuario y el otro de producción del arreglo fotovoltaico. La medición puede hacerse con un solo medidor de doble sentido que permita registrar el consumo y la venta de energía con dos tarifas. Puede también utilizarse dos medidores, el uno para la

producción y el otro para el consumo. El medidor de venta de energía mide la producción del arreglo fotovoltaico y no necesariamente la entrega de energía a la red pues parte de la producción puede consumirse internamente en la carga del usuario. Este método de facturación se utiliza principalmente en Europa, Japón y Australia.

En el Ecuador se aplica el sistema de tarifa preferencial con base en las regulaciones del Consejo Nacional de Electricidad. A la fecha (marzo 2010) la regulación vigente que hace referencia a la tarifa preferencial para SFV es la 009/06 que fija un precio de venta de energía de 52,04 centavos

Figura 14.2.14. Esquema de facturación con tarifa preferencial (feed in tariff).



de dólar por kWh producido en el sector continental y de 57,24 centavos de dólar por kWh producido en la región de Galápagos.

Las especificaciones que deben cumplir los medidores o contadores de energía son las mismas que para los sistemas de medición convencionales de las empresas eléctricas del país.

14.2.9. HOMOLOGACIÓN

14.2.9.1. ENTIDAD A CARGO

Los componentes de los SFV deberán ser homologados por una entidad creada específicamente para estas funciones, acreditada ante el Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE), bajo las normas que se creen para el efecto.

14.2.9.2. DISPOSICIÓN TRANSITORIA

Mientras se constituye el organismo acreditado para realizar la homologación o la certificación de los componentes de los SFV, y se pone en vigencia la norma respectiva, se recomienda adoptar las normas indicadas en el numeral 14.2.2.6.

14.2.10. ETIQUETADO

El etiquetado es la identificación de las principales características de operación y de diseño del equipo y aspectos generales respecto de la fabricación.

La etiqueta debe ser impresa para asegurar su legibilidad, indeleble en las condiciones ambientales locales y debe estar pegada o remachada en un lugar visible del equipo.

Si el equipo no viene etiquetado de fábrica, se debe etiquetar localmente.

14.2.10.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

La información facilitada por el fabricante debe incluir los siguientes aspectos:

Polaridad de los terminales o cables (+ / -).

Voltaje a circuito abierto Voc.

Voltaje en el punto de máxima potencia Vm.

Voltaje nominal de funcionamiento Vn.

Corriente en el punto de máxima potencia Im.

Corriente de cortocircuito Isc.

Potencia máxima Pm.

Voltaje máximo permitido en el sistema.

Norma de fabricación.

Sello de la entidad que otorgó la certificación.

Identificación del fabricante.

Modelo.

Número de serie.

Lugar y fecha de fabricación.

Tipo de celda: mono, poli, silicio amorfo, otro.

Período de garantía en años.

Condiciones estándar de prueba (1000 W/m2, 25°C, AM 1,5).



14.2.10.2. BATERÍA

La etiqueta de la batería debe contener al menos la siguiente información:




Modelo.

Número de serie.


Tipo de batería.

Período de garantía en años.

Clasificación eléctrica y su capacidad en Ah para un valor de horas de descarga (Ej. 100 Ah C20)

Voltaje de operación

Identificación de la polaridad en bornes.

14.2.10.3. REGULADOR DE CARGA

El regulador de carga debe contener al menos la siguiente información:




Modelo.

Número de serie.


Corriente nominal.

Corriente máxima.

Voltaje de desconexión.

Voltaje de reconexión.

Voltaje nominal.

Identificación de la polaridad en bornes de carga, módulo y batería.

Todos los indicadores o testigos (leds) asociados deben estar claramente identificados en cuanto a la función que realizan.

14.2.10.4. INVERSOR

El inversor debe contener al menos la siguiente información:




Modelo.



Número de serie.


Tipo de inversor: onda senoidal modificada u onda senoidal pura.

Voltaje de entrada CC (12 V cc).

Voltaje de salida CA (110 V ca).

Intensidad de corriente máxima.

Frecuencia.

Potencia en W.

Potencia instantánea máxima en W y tiempo.

Además el inversor debe identificar correctamente lo siguiente:

Terminales de conexión para la red y batería identificados.

Todos los indicadores o testigos (leds) asociados deben estar claramente identificados en cuanto a la función que realizan.

Figura 14.2.15. Etiqueta para módulo solar fotovoltaico



Figura 14.2.16. Etiqueta para batería solar

Figura 14.2.17. Etiqueta para regulador de carga



Figura 14.2.18. Etiqueta para inversor aislado



ANEXOS

14.A1.1. DATOS DE RADIACIÓN SOLAR EN EL ECUADOR

Los siguientes datos de radiación solar promedio de algunas ciudades del Ecuador, pueden ser utilizados para los cálculos, hasta que el Mapa Oficial Solar del Ecuador, sea promulgado por las entidades estatales competentes.

DATOS DE IRRADIACIÓN SOLAR DE LA NASA, EOSWEB LARC

Tabla 14.A1.1. INSOLACIÓN PROMEDIO 10 AÑOS EN kWh/m2 día

Sitio: Latitud/Longitud Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Prom

Cotopaxi:-1/-79 3,73 3,98 4,05 3,88 3,74 3,47 3,71 3,97 3,98 3,77 3,88 3,79 3,83

Cuenca-Loja:-3/-79 3,76 3,99 3,98 3,87 3,84 3,53 3,79 4,17 4,29 4,08 4,26 4,05 3,97

Esmeraldas:0/-80 4,05 4,42 4,71 4,51 4,17 3,79 3,75 3,9 3,96 3,88 3,93 3,97 4,09

Guayaquil: -3/-80 4,34 4,58 4,66 4,55 4,37 3,85 3,96 4,3 4,53 4,37 4,62 4,53 4,39

Ibarra-Tulcán:0/-79 3,73 4,01 4,17 3,95 3,75 3,56 3,85 4,01 3,95 3,79 3,81 3,73 3,86

Islas Galápagos:-1/-91 (medido en sitio) 6,25 6,56 6,78 6,49 6,03 5,56 4,92 5,19 5,28 5,49 5,46 6,01 5,84

Manabí:-2/-81 5,05 5,22 5,51 5,45 5 4,01 3,84 4,15 4,42 4,26 4,54 4,91 4,70

Napo: -2/-77 4,45 4,36 4,33 4,04 4,11 3,74 4,01 4,55 4,82 4,59 4,47 4,67 4,35

Quevedo: -1/-80 4,15 4,44 4,63 4,5 4,21 3,68 3,68 3,92 4,01 3,86 4,01 4,09 4,10

Quito:-1/-79 3,73 3,98 4,05 3,88 3,74 3,47 3,71 3,97 3,98 3,77 3,88 3,79 3,83

Riobamba: -2/-79 3,74 3,97 3,96 3,83 3,76 3,43 3,63 3,98 4,05 3,82 3,99 3,87 3,84

Santa Elena: -3/-81 5,25 5,43 5,62 5,51 5,13 4,32 4,25 4,59 4,97 4,84 5,13 5,28 5,03

Referencia:

LaRC Surface Solar Energy Data Set (SSE)

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/

Celdas de 280 km2



TABLA 14.A1.2. IRRADIACIÓN SOLAR MENSUAL Y PROMEDIO PARA VARIOS SITIOS DEL

ECUADOR

Valores en kWh/m2.dia

SITIO Latitud

Longitud

ELEVACION

AÑOS

LECTURAS

ENE FEB MAR

ABR MAY

JUN JUL AGO

SEP OCT NOV

DIC PROM.

Astronomico Quito

0.22 S

78.48 W

25 4.48

4.6 4.68

4.35

4.55

4.28

5.22

5.1 5.11

4.68

4.39

4.69

4.68

Astronomico Quito

1.14

1.28

1.21

1.2 1.17

1.36

1.3 1.36

1.19

1.48

1.23

1.06

0.51

Bahia de Caraquez

0.6 S 80.43 W

4 3.88

4.32

4.86

4.49

3.94

3.39

3.83

4.13

4.08

3.68

4.23

4.27

4.09

Bahia de Caraquez

0.17

0.28

0.1 0.06

0.44

0.19

0.36

0.82

0.95

0.41

0.42

0.21

0.21

Guayaquil-Aeropuerto

2.2 S 79.88 W

9 3.43

4.41

3.4 4.35

4.32

3.59

4.36

3.63

5.69

4.16

3.72

4.61

4.14

Guayaquil-Aeropuerto

1.2 1.54

1.45

1.46

1.38

1.1 1.16

1.32

1.81

1.3 1.35

1.51

0.41

Hda. San Vicente

0.57 S

80.43 W

4 3.91

4.23

4.17

4.81

4.05

3.63

2.99

3.18

3.02

3.36

3.17

3.71

3.68

Hda. San Vicente

0.61

0.46

0.63

0.52

0.76

1.27

0.7 0.44

0.25

0.37

0.05

0.2 0.38

Ibarra 0.35 N

78.13 W

22 4.56

4.38

4.22

4.16

4.35

4.21

4.79

4.93

4.58

4.6 4.37

4.3 4.45

Ibarra 0.47

0.42

0.47

0.5 0.5 0.6 0.28

0.47

0.48

0.47

0.48

0.42

0.33

Isabel Maria 1.8 S 79.53 W

18 3.52

3.83

4.28

4.33

3.62

3.11

3.08

3.41

3.55

3.19

3.24

3.36

3.54

Isabel Maria 0.25

0.38

0.39

0.38

0.36

0.5 0.37

0.32

0.38

0.24

0.23

0.37

0.14

Izobamba 0.37 S

78.55 W

22 4.33

4.39

4.7 4.18

4.23

4.4 5.24

5.02

4.99

4.42

4.56

4.43

4.57

Izobamba 1.08

1.31

1.12

0.83

1.05

1.14

1.13

1.01

0.73

1.17

1.02

0.99

0.37

La Clementina 1.67 S

79.35 W

8 3.37

3.54

3.81

3.9 3.23

2.74

2.8 3.1 3.34

3.05

3.14

3.43

3.29

La Clementina 0.35

0.32

0.2 0.49

0.25

0.14

0.2 0.22

0.14

0.17

0.2 0.27

0.12

La Naranja-Jipijapa

1.37 S

80.47 W

18 2.89

3.17

3.48

3.69

3.39

3.03

3.17

3.62

3.67

3.44

3.17

2.98

3.31

La Naranja-Jipijapa

0.25

0.27

0.38

0.37

0.29

0.4 0.29

0.61

0.58

0.25

0.3 0.24

0.22




ECUADOR


SITIO Latitud

Longitud

ELEVACION

AÑOS

LECTURAS

ENE FEB MAR

ABR MAY

JUN JUL AGO

SEP OCT NOV

DIC PROM.

La Naranja-Jipijapa

0.25

0.27

0.38

0.37

0.29

0.4 0.29

0.61

0.58

0.25

0.3 0.24

0.22

Latacunga 0.92 S 78.62 W

20 4.47

4.38

4.21

4.01

4.07

4.09

4.32

4.53

4.44

4.51

4.44

4.37

4.32

Latacunga 0.52

0.5 0.39

0.41

0.33

0.44

0.26

0.53

0.48

0.51

0.51

0.68

0.26

Milagro 2.15 S 79.6 W 19 3.51

3.77

4.24

4.38

3.67

3.06

3.13

3.47

3.66

3.35

3.35

3.49

3.59

Milagro 2.15 S 79.6 W 0.3 0.31

0.36

0.45

0.35

0.39

0.31

0.28

0.37

0.23

0.23

0.3 0.15

Pasaje 3.35 S 79.83 W

17 3.38

3.68

4.12

4.17

3.48

3.08

3.04

3.07

3.01

2.72

2.8 3.31

3.35

Pasaje 0.32

0.31

0.3 0.33

0.37

0.55

0.37

0.4 0.16

0.24

0.17

0.98

0.22

Pichilingue 1.1 S 78.48 W

21 3.02

3.72

3.74

4.13

3.65

2.89

3.07

3.44

3.65

3.43

3.22

3.35

3.44

Pichilingue 0.88

0.85

1.15

1.3 1.1 0.84

1.16

0.86

1.27

0.98

0.92

1.05

0.31

Portoviejo 1.07 S 80.43 W

21 3.13

3.89

3.8 4.32

4.31

3.37

3.25

4.02

4.47

4.61

3.83

4 3.92


0.92

1.09

0.99

1.17

1.07

0.94

1.05

1.42

1.51

1.34

1.39

1.11

0.43

Puerto Baquerizo

0.9 S 89.78 W

10 4.96

5.68

6.44

6.21

5.97

5.25

4.91

4.88

4.68

4.81

4.88

4.86

5.31

Puerto Baquerizo

0.36

0.91

0.44

0.44

0.49

0.45

0.35

0.25

0.76

0.38

0.4 0.28

0.23

Puerto Bolivar

3.27 S 80 W 4 4.4 4.64

4.91

4.86

3.82

3.33

3.37

3.24

3.73

3.08

3.48

3.82

3.89

Puerto Bolivar

0.03

0.3 0.22

0.52

0.37

0.11

0.13

0.18

0.38

0.16

Puerto Ila 0.55 S 79.37 W

16 3.11

3.52

3.77

3.84

3.33

2.86

2.93

3.19

3.22

2.98

2.91

2.88

3.21

Puerto Ila 0.25

0.38

0.39

0.34

0.41

0.47

0.45

0.41

0.28

0.24

0.21

0.28

0.23

Riobamba 1.63 S 78.67 W

19 4.67

4.57

4.33

4.3 4.37

4.15

4.34

4.68

4.65

4.67

4.55

4.57

4.49

Riobamba 0.39

0.33

0.25

0.38

0.27

0.44

0.51

0.45

0.65

0.34

0.55

0.4 0.18

Salinas-La Puntilla

2.2 S 81.02 W

2 4.14

5.02

4.79

5.41

4.53

3.8 2.79

2.83

3.02

2.81

3.25

4.62

3.92

Salinas-La Puntilla

0.45

0.06

0.38

0.12

0.6 0.32

0.05

0.01

0.09

0.27

0.61

0.15

0.16

San Carlos 2.28 S 79.42 W

14 3.22

3.33

3.85

3.84

3.34

2.84

2.79

3.04

3.17

3.09

3 3.22

3.23

San Carlos 0.26

0.25

0.34

0.3 0.42

0.52

0.21

0.28

0.28

0.23

0.2 0.21

0.24




ECUADOR


SITIO Latitud

Longitud

ELEVACION

AÑOS

LECTURAS

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC PROM.

Santa Rosa 3.43 S

79.97 W

1 2.77

3.04

3.77

4.03

3.69

2.94

3.13

3.06

2.85

2.79

2.64

3.46 3.18

Tulcan 0.82 S

77.7 W

21 4.01

4.05

3.92

3.78

4.04

3.93

4.06

4.21

4.15

4.06

3.96

3.65 3.98

Tulcan 0.62

0.4

0.38

0.32

0.31

0.38

0.28

0.31

0.45

0.28

0.26

0.4 0.19

Pedernales 0.07 s

80.07 w

1 5.02

5.8

6.41

6 5.65

5.39

4.68

4.82

5.06

4.98

4.7

4.62 5.36

Riobamba 1.67 s

78.63 w

1 4.53

3.45

6.51

6.7

6.09

4.24

5.12

5 3.98

4.96

4.69

Ambato 1.28 S

78.63 W

2540 18 4.64

4.56

4.56

4.42

4.39

3.97

4.28

4.5

4.5

4.97

5 4.81 4.55

Baños 1.4 S

78.42 W

843 9 4.25

4.28

3.94

4.11

4.08

3.61

3.89

4.11

4.19

4.75

4.69

4.5 4.2

Babahoyo (I. Maria) 1.82 S

79.55 W

7 18 3.67

3.97

4.36

4.31

3.81

3.25

3.39

3.69

3.78

3.72

3.69

3.72 3.78

Bahia De Caraquez 0.6 S

80.38 W

3 3 3.83

4.14

4.67

4.53

4.14

3.31

3.64

3.94

3.89

3.92

4.06

4.17 4.02

Boyaca 0.57 S

80.18 W

30 2 3.33

3.36

4.36

3.83

3.67

3.31

3.56

3.94

3.81

4.11

3.94

3.83 3.75

Bucay 2.17 S

79.27 W

317 9 3.22

3.39

3.75

3.5

3.31

2.86

3.28

3.5

3.28

3.42

3.39

3.42 3.36

Cañar 2.62 S

78.93 W

3104 2 4.47

4.28

4.36

4.28

4.56

4.31

4.92

4.89

4.58

4.78

4.83

4.75 4.58

Camposano 1.58 S

80.4 W

120 2 3.56

3.86

4.36

4.31

4.19

3.53

4.28

4.11

4.28

4.64

4.39

3.89 4.12

Cariamanga 4.32 S

79.57 W

1950 2 4.28

4.22

4.36

4.33

4.64

4.81

5.08

5.39

4.67

5.75

5.33

4.64 4.79

Charles Darwin 0.73 S

90.3 W

6 2 4.69

5.03

5.39

5.5

4.53

4.19

3.64

3.53

3.69

4.14

4.36

4.17 4.41

Coca 0.45 S

76.98 W

200 3 3.83

4.53

3.53

4.14

4.14

3.39

3.83

3.83

3.78

4.33

4.25

4.56 4.01

Cotopaxi 0.62 S

78.57 W

3560 2 4.31

4.25

3.94

3.64

3.75

3.86

4.14

4.64

4 4.44

4.56

4.17 4.14

Cuenca-Ricaurte 2.85 S

78.95 W

2562 6 4.58

4.58

4.56

4.28

4.25

3.92

4.22

4.39

4.39

4.78

5.06

4.97 4.5

El Puyo 1.58 S

77.9 W

950 14 3.56

3.56

3.64

3.53

3.69

3.44

3.69

4 4 4.33

4.28

3.89 3.8

Flavio Alfaro 0.4 S

79.6 W

150 1 3.17

3.56

4.06

3.53

3.64

3.31

2.94

3.03

3.28

3.81

3.83

3.75 3.49

Guayaquil 2.2 S

79.88 W

6 9 4 4.17

4.67

4.58

4.56

3.86

4.17

4.5

4.67

4.56

4.31

4.44 4.37

Hacienda Sangay 1.7 S

77.9 W

970 9 3.47

3.47

3.75

3.61

3.69

3.44

3.61

4 4 4.25

4.08

3.81 3.77

Referencia: University Of Massachusetts Lowell Photovoltaic Program. http://energy.caeds.eng.uml.edu/fpdb/Irrdata.asp. Hasta 25 años de mediciones en algunos sitios. Más confiable.

http://energy.caeds.eng.uml.edu/fpdb/Irrdata.asp




ECUADOR


SITIO Latitud

Longitud

ELEVACION

AÑOS

LECTURAS

ENE FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC PROM.

Ibarra 0.35 N

78.13 W

2228

17 4.44

4.42

4.36

4.36

4.58

4.36

4.89

4.97

4.61

4.72

4.5

4.5 4.56

Inguincho 0.25 N

78.4 W

3380

2 4.72

4.92

4.56

4.25

4.47

4.61

4.97

5.08

5 5.03

4.92

4.81 4.78

Izobamba 0.37 S

78.55 W

3058

17 4.5 4.44

4.56

4.33

4.64

4.33

5.14

5.06

4.78

4.83

4.75

4.75 4.68

Jama 0.2 S

80.27 W

5 1 3.61

3.64

4.36

3.83

3.75

2.94

4.72

3.44

3.5

4.03

3.94

3.86 3.8

Julcuy 1.47 S

80.62 W

230 3 3.56

3.78

4.25

4.11

4.08

3.44

4.28

4.92

4.5

4.33

4.39

4.11 4.15

La Clementina 1.67 S

79.35 W

20 9 3.78

3.78

4.06

4.11

3.61

3.06

3.31

3.39

3.5

3.53

3.58

3.81 3.63

La Concordia 0.1 N

79.42 W

300 14 3.5 3.83

4.14

4.06

3.94

3.33

3.69

3.56

3.39

3.47

3.39

3.33 3.64

La Naranja 1.37 S

80.47 W

528 16 3.28

3.47

3.83

3.83

3.69

3.17

3.5

3.81

3.78

3.92

3.67

3.5 3.62

Latacunga 0.92 S

78.62 W

2785

17 4.53

4.25

4.36

4.03

4.31

4.11

4.53

4.61

4.5

4.64

4.58

4.58 4.42

Loja 4 S 79.2 W

2135

16 4.06

4.22

4.17

4.06

4.28

3.86

4.25

4.33

4.36

4.69

4.89

4.61 4.31

Macara 4.38 S

79.28 W

430 10 4.22

4.11

4.25

4.06

4.31

4 5.06

5.19

5.06

5.22

5.08

4.61 4.6

Macas 2.3 S

78.1 W

1070

1 4.17

4.17

4.06

3.92

4.28

3.5

3.78

3.69

4.17

4.36

4.72

4.22 4.09

Machala 3.27 S

79.95 W

6 1 4.42

4.81

5 4.56

4.78

4 3.72

4.17

3.78

3.86

3.83

4.69 4.3

Malchingui 0.07 N

78.33 W

2900

4 4.67

4.61

4.78

4.75

4.78

4.44

5.19

5.08

4.78

4.92

4.81

4.78 4.8

Manta 0.95 S

80.7 W

6 2 4.33

4.44

4.78

4.81

4.5

4 4.31

4.33

4.39

4.03

4.28

4.47 4.39

Milagro 2.15 S

79.6 W

13 17 3.69

3.97

4.36

4.39

3.89

3.22

3.47

3.69

3.78

3.83

3.81

3.94 3.84

Mutile 0.08 N

79.65 W

25 2 3.31

3.92

4.03

4.56

4.28

3.53

4.19

3.97

3.69

4.08

3.31

3.5 3.86

Napo-San Vicente 0.57 S

80.43 W

5 4 4.11

4.72

4.47

4.72

4.25

3.47

3.56

3.64

3.39

3.81

3.75

4.17 4

Nuevo Rocafuerte 0.92 S

75.4 W

265 3 4.72

4.56

4.06

3.92

4.03

3.72

4.22

4.33

4.69

4.64

4.58

4.47 4.33

Olmedo 0.13 N

89.62 W

6 6 5.06

4.89

4.67

4.56

4.89

4.94

5.42

5.39

5 5 5 4.47 4.94

Olmedo Manabi 1.38 S

80.22 W

60 1 3.36

3.97

3.64

3.53

3.61

3.17

3.69

4.42

3.89

3.83

3.56

4.31 3.75

Pasaje 3.32 S

79.93 W

6 15 3.64

3.81

4.25

4.08

3.72

3.19

3.44

3.36

3.28

3.33

3.42

3.56 3.59

Pedernales 0.07 S

80.07 W

10 1 3.69

3.83

4.89

4.08

3.75

3.5

3.47

3.44

3.61

3.92

3.83

3.44 3.79

Pichilingue 1.1 S

79.48 W

93 16 3.56

3.86

4.36

4.11

3.83

3.19

3.44

3.61

3.58

3.72

3.56

3.67 3.71




ECUADOR


SITIO Latitud

Longitud

ELEVACION

AÑOS

LECTURAS

ENE FEB MAR

ABR MAY

JUN JUL AGO

SEP OCT NOV

DIC PROM.

Pisayambo 1.07 S 78.42 W

3615 5 3.64

3.86

3.94

3.92

3.92

3.56

3.83

3.92

4 4.33

4.36

4.17

3.95


44 11 3.64

3.86

4.47

4.42

4.22

3.47

4.5 4.22

4.39

4.33

4.17

4.17

4.16

Puerto Bolivar

3.35 S 80 W 6 15 4.42

4.81

5 4.56

4.78

4 3.72

4.17

3.78

3.86

3.83

4.69

4.3

Puerto Ila 0.38 S 79.55 W

260 16 3.44

3.64

4.06

3.83

3.56

3.11

3.36

3.44

3.39

3.5 3.44

3.36

3.51

Puerto Lopez 1.57 S 80.8 W 6 1 4.25

4.56

5 4.69

4.28

3.08

3.22

3.42

3.08

3.31

3.67

3.89

3.87

Quininde 0.33 S 79.47 W

95 1 3.5 3.72

4.14

3.86

3.47

3.42

3.47

3.64

3.39

3.81

4.03

3.53

3.66

Quito-iñaquito

0.13 S 78.48 W

2812 4 4.94

4.64

4.78

4.53

4.83

4.69

5.53

5.47

4.89

5.25

5.14

5.14

4.99

Riobamba 1.67 S 78.63 W

2754 17 4.44

4.56

4.36

4.22

4.39

4.06

4.47

4.61

4.5 4.75

4.61

4.72

4.47

Rumipamba 1.02 S 78.58 W

2628 3 4.72

4.56

4.56

4.22

4.61

4.28

4.5 4.72

4.69

4.64

4.89

4.86

4.6

Salinas 2.18 S 80.98 W

6 4 4.67

5.17

5.19

5.17

4.92

4.03

3.67

3.69

3.39

3.53

4 4.86

4.36

San Carlos 2.28 S 79.42 W

35 9 3.5 3.58

4.06

3.92

3.58

3.06

3.28

3.39

3.39

3.53

3.5 3.72

3.54

San Cristobal 0.9 S 89.62 W

6 6 4.72

5.44

5.92

5.58

5.5 4.92

4.89

4.83

4.58

4.86

4.97

4.86

5.09

San Juan-La Mana

0.95 S 79.32 W

223 10 3.28

3.47

3.83

3.64

3.33

3 3.22

3.42

3.39

3.5 3.44

3.39

3.41

San Lorenzo 1.28 N

78.85 W

5 9 3.64

4 4.44

4.28

4 3.56

3.83

3.78

3.81

3.89

3.67

3.47

3.86

San Simon 1.65 S 78.98 W

2600 9 4.14

4.06

4.36

4.11

4.28

4.17

4.89

5 4.58

4.75

4.58

4.61

4.46

Santa Isabel 3.33 S 79.33 W

1598 16 3.92

3.92

4.06

3.89

4 4.06

4.58

4.64

4.47

4.78

4.89

4.5 4.31

Santa Rosa 3.45 S 79.97 W

3 4.03

4.11

4.47

4.28

3.92

3 3.14

3.36

3.17

3.44

3.42

3.53

3.66

Santo Domingo

0.23 S 79.27 W

600 2 3.14

3.5 3.83

3.75

3.5 3.11

3.47

3.5 3.39

3.5 3.33

3.25

3.44

Tabacundo 0.05 N

78.22 W

2876 1 4.64

4.5 4.56

4.56

4.58

4.17

4.72

4.89

5 4.42

4.19

4.5 4.56

Taura 2.33 S 79.82 W

17 1 3.5 3.78

4.17

4 3.78

3.22

3.58

3.89

3.69

3.72

3.81

3.42

3.71

Tiputini 0.75 S 75.53 W

220 8 4.53

4.33

4.17

3.83

3.94

3.64

3.92

4.53

4.58

4.69

4.56

4.47

4.27

Tulcan 0.82 S 77.7 W 2950 17 4.06

4.11

4.14

3.86

4.17

3.92

4.31

4.39

4.19

4.31

4.19

4 4.14

Izobamba 0.37

0.3 0.14

0.42

0.14

0.3 0.18

0.21

0.24

0.09

0.31

0.29

0.11

Izobamba 0.37 S 78.55 W

3058 4 4.23

4.11

4.05

3.75

4.1 4.04

4.21

4.45

4.47

4.15

4.17

4.21

4.16

14.A1.2. DATOS DEL CONELEC

En 2008, el CONELEC elaboró el Mapa Solar del Ecuador, basado en mediciones satelitales del NREL. De igual manera, hasta que no sea oficializado se lo presenta a título informativo. La Tabla 14.A1.7 y la Figura 14.A1.1. corresponden a dicho trabajo.

Tabla 14.A1.7. ZONAS DE IRRADIACIÓN SOLAR DEL ECUADOR SEGÚN EL CONELEC

Zonas Rango de Radiación Solar (Wh/m2/día)

1 3500 - 4050

2 4050 – 4350

3 4350 – 4800

4 4800 – 5250

5 5250 - 5700



Figura 14.A1.1. ZONAS DEL ECUADOR SEGÚN SU IRRADIACIÓN SOLAR. Mapa editado por el CONELEC, 2008

14.A1.3. OTRAS FUENTES

Otras fuentes de datos de radiación solar que pueden consultarse son:

Tabla 14.A1.8. Fuentes de datos de radiación solar

Nombre Dirección internet Observaciones

Datos satelitales

1. SeaWiFS Surface Solar Irradiance http://www.giss.nasa.gov/data/seawifs/ julio 1983 a junio 1991

Mediciones en tierra

2. WRDC Solar Radiation and Radiation Balance Data http://wrdc-mgo.nrel.gov/ 1984 a 1993.

14.B1.1. MÉTODO DE CÁLCULO RECOMENDADO

Uno de los métodos largamente usados para el dimensionamiento de sistemas solares

térmicos es el método de las curvas f (f-chart) y que se recomienda en la presente

guía. Este algoritmo permite calcular la cobertura solar de un sistema en relación de la

energía necesaria para cubrir las cargas térmicas. Cabe señalar que si bien este

método es bastante exacto para periodos largos de tiempo (cálculos anuales) su

precisión decrece para estimaciones cortas, por lo que no es recomendable su uso

para periodos diarios o semanales.

Esta metodología estima la fracción solar anual como una función de las variables

adimensionales X y Y según la fórmula siguiente:

322 0215.00018.0245.0065.0929.1 YXYXYf (14-a1)



Donde X y Y se encuentran entre los valores de 0≤Y≤3 y 0≤X≤18 cuya ecuación se

define como:

TOT

)100(

L

tTF

FUF

totaltérmicaDemanda

captadorelporabsorbidaEnergía

A

Xa

R

R

LR

c

(14-a2)

TOT

)(

)()(

L

HNF

FF

totaltérmicaDemanda

captadorelporperdidaEnergía

A

YTM

nR

R

nR

c

(14-a3)

Donde: cA = área del campo de colectores [m2]

FRUL = factor de pérdidas obtenida de la curva de eficiencia del captador

R

R

F

F = factor de corrección del intercambiador, en el caso de sistemas

directos su valor es 1, para sistemas con intercambiador su valor puede

ser aproximado a 0.9

aT = es la media mensual de temperatura ambiente [°C]

t = tiempo de un mes en segundos [s]

TOTL = demanda energética mensual [J]

nRF )( = factor óptico obtenido de la curva de eficiencia del captador

n)(

)( = factor de pérdida de rendimiento debido al ángulo de incidencia.

Este puede ser calculado en detalle o ser considerado del orden del 5%, es decir la

ecuación se verá afectado por un término de 0.95.

MN = días del mes

TH = media mensual diaria de radiación incidente sobre la superficie del

captador inclinado. [J/m2]

Adicionalmente existen dos correcciones para el término X, una debido a que el

algoritmo está diseñado para volúmenes de acumulación de 75 litros/m2 de captador,

y otra para compensar las fluctuaciones de temperatura de agua de la red.

25.0

75

V

X

X c (14-a4)

a

aredACScc

T

TTT

X

X

100

32.268.318.16.11 (14-a5)

Donde V es el nuevo volumen considerado, en litros, y TACS, Tred, y Ta son la

temperatura deseada del ACS, la temperatura de la red y la temperatura ambiente,

respectivamente.

Una vez conocido el valor de f o fracción solar igualamos el calor necesario con el que

es capaz de producir el sistema solar.



TOTu fLQ (14-a6)

Siendo Qu el calor aportado por el sistema solar.

Cálculo de la demanda energética

La demanda energética se calcula mes a mes, según la tabla de necesidades de ACS

)(22 redACSOp HOHMHTOT TTcρNNdíapersona y

litrosCL (14-a7)

Donde H2O es la densidad del agua, H2O pc es la capacidad calorífica del agua (4,18

kJ/kg·K), NM son los días del mes, NH el número de usuarios y redACS TT es el salto

térmico entre la temperatura del agua de la red y la temperatura del agua caliente

que deseemos, en este caso la impondremos en 60 °C.

Cálculo de la radiación sobre superficie inclinada

Si bien el cálculo de la radiación sobre superficie inclinada puede ser muy complicado,

en esta guía se recomienda el uso de las tablas que se detallan a continuación para

encontrar la media mensual de radiación diaria sobre la superficie del captador según

la ecuación siguiente:

HkHT * (14-a8)

Donde H es la media mensual diaria de radiación sobre superficie horizontal y k se

escoge de entre las tablas que se encuentran a continuación. Una latitud positiva

significa norte y una latitud negativa significa sur.

TABLAS 14.B1.1. VALOR k SEGÚN LATITUD Y MESES DEL AÑO

Latitud: 2°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.96 0.97 0.98 1 1.01 1.01 1.03

10 1.04 1.02 0.99 0.96 0.93 0.92 0.93 0.96 0.99 1.02 1.04 1.05

15 1.05 1.02 0.98 0.93 0.89 0.87 0.89 0.93 0.98 1.02 1.05 1.06

20 1.05 1.01 0.96 0.89 0.84 0.82 0.84 0.89 0.96 1.02 1.06 1.07

25 1.04 1 0.93 0.85 0.79 0.76 0.78 0.84 0.93 1.01 1.06 1.07

30 1.03 0.98 0.9 0.8 0.73 0.69 0.72 0.8 0.89 0.99 1.05 1.06

35 1.02 0.95 0.86 0.75 0.66 0.62 0.65 0.74 0.85 0.96 1.03 1.05

40 0.99 0.92 0.81 0.69 0.59 0.55 0.58 0.68 0.81 0.93 1.01 1.03

45 0.96 0.88 0.77 0.63 0.52 0.47 0.51 0.62 0.75 0.89 0.98 1

50 0.93 0.84 0.71 0.57 0.45 0.39 0.43 0.55 0.7 0.84 0.94 0.97

55 0.89 0.79 0.65 0.5 0.37 0.31 0.35 0.48 0.64 0.79 0.9 0.93

60 0.84 0.74 0.59 0.42 0.29 0.23 0.27 0.4 0.57 0.74 0.85 0.88

65 0.79 0.68 0.53 0.35 0.2 0.14 0.19 0.32 0.5 0.68 0.8 0.84

70 0.73 0.62 0.46 0.27 0.13 0.12 0.11 0.24 0.43 0.61 0.74 0.78



75 0.67 0.56 0.39 0.19 0.12 0.11 0.11 0.16 0.36 0.57 0.68 0.72

80 0.61 0.49 0.31 0.13 0.11 0.1 0.1 0.1 0.28 0.47 0.61 0.66

85 0.54 0.42 0.24 0.12 0.11 0.1 0.09 0.09 0.2 0.4 0.54 0.59

90 0.47 0.35 0.16 0.11 0.1 0.09 0.08 0.08 0.12 0.32 0.47 0.52

Latitud: 1°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.96 0.97 0.98 1 1.01 1.02 1.03

10 1.03 1.02 0.99 0.96 0.93 0.92 0.93 0.96 0.99 1.02 1.04 1.04

15 1.04 1.01 0.97 0.93 0.89 0.87 0.88 0.92 0.97 1.02 1.05 1.06

20 1.04 1.01 0.95 0.89 0.84 0.81 0.83 0.88 0.95 1.01 1.05 1.06

25 1.04 0.99 0.92 0.85 0.78 0.75 0.77 0.84 0.92 1 1.05 1.06

30 1.03 0.97 0.89 0.8 0.72 0.69 0.71 0.79 0.89 0.98 1.04 1.05

35 1.01 0.95 0.85 0.74 0.65 0.62 0.65 0.73 0.84 0.95 1.02 1.04

40 0.98 0.91 0.81 0.67 0.58 0.54 0.57 0.67 0.8 0.92 1 1.02

45 0.95 0.87 0.76 0.62 0.51 0.46 0.5 0.61 0.74 0.88 0.97 0.99

50 0.92 0.83 0.7 0.56 0.43 0.38 0.42 0.54 0.69 0.83 0.93 0.96

55 0.88 0.78 0.64 0.49 0.35 0.3 0.34 0.46 0.63 0.78 0.89 0.92

60 0.83 0.73 0.58 0.41 0.27 0.21 0.26 0.39 0.56 0.73 0.84 0.87

65 0.78 0.67 0.51 0.34 0.19 0.13 0.17 0.31 0.49 0.66 0.79 0.82

70 0.72 0.61 0.45 0.26 0.13 0.12 0.11 0.23 0.42 0.6 0.73 0.77

75 0.66 0.55 0.37 0.18 0.12 0.11 0.11 0.15 0.34 0.53 0.67 0.71

80 0.6 0.48 0.3 0.13 0.11 0.1 0.1 0.1 0.26 0.46 0.6 0.64

85 0.53 0.41 0.23 0.12 0.11 0.1 0.09 0.09 0.19 0.39 0.53 0.58

90 0.46 0.34 0.15 0.11 0.1 0.09 0.08 0.08 0.11 0.31 0.46 0.51

Latitud: 0°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.96 0.97 0.98 1 1.01 1.02 1.02

10 1.03 1.01 0.99 0.96 0.93 0.92 0.93 0.95 0.99 1.02 1.04 1.04

15 1.04 1.01 0.97 0.92 0.88 0.87 0.88 0.92 0.97 1.02 1.05 1.05

20 1.04 1 0.95 0.88 0.83 0.81 0.83 0.88 0.95 1.01 1.05 1.06

25 1.03 0.99 0.92 0.84 0.77 0.75 0.77 0.83 0.92 0.99 1.04 1.06

30 1.02 0.97 0.88 0.79 0.71 0.68 0.7 0.78 0.88 0.97 1.03 1.05

35 1 0.94 0.84 0.74 0.64 0.61 0.64 0.72 0.84 0.94 1.02 1.03

40 0.98 0.9 0.8 0.68 0.57 0.53 0.56 0.66 0.79 0.91 0.99 1.01

45 0.95 0.87 0.75 0.61 0.5 0.45 0.49 0.59 0.73 0.87 0.96 0.98



50 0.91 0.82 0.69 0.54 0.42 0.37 0.41 0.52 0.68 0.82 0.92 0.95

55 0.87 0.77 0.63 0.47 0.34 0.28 0.33 0.45 0.61 0.77 0.88 0.91

60 0.82 0.72 0.57 0.4 0.26 0.2 0.24 0.37 0.55 0.71 0.83 0.86

65 0.77 0.66 0.5 0.32 0.18 0.13 0.16 0.3 0.48 0.65 0.77 0.81

70 0.71 0.6 0.43 0.25 0.13 0.12 0.11 0.22 0.4 0.59 0.72 0.75

75 0.65 0.53 0.36 0.17 0.12 0.11 0.11 0.13 0.33 0.52 0.65 0.69

80 0.58 0.47 0.29 0.13 0.12 0.1 0.1 0.1 0.25 0.45 0.58 0.63

85 0.52 0.4 0.21 0.12 0.11 0.1 0.09 0.09 0.17 0.37 0.51 0.56

90 0.45 0.32 0.14 0.11 0.1 0.09 0.08 0.08 0.09 0.29 0.44 0.49

Latitud: -1°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 0.97 0.98 1 1.01 1.02 1.03 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.96

10 0.93 0.96 0.99 1.02 1.04 1.04 1.03 1.02 0.99 0.96 0.93 0.92

15 0.88 0.92 0.97 1.02 1.05 1.06 1.04 1.01 0.97 0.93 0.89 0.87

20 0.83 0.88 0.95 1.01 1.05 1.06 1.04 1.01 0.95 0.89 0.84 0.81

25 0.77 0.84 0.92 1 1.05 1.06 1.04 0.99 0.92 0.85 0.78 0.75

30 0.71 0.79 0.89 0.98 1.04 1.05 1.03 0.97 0.89 0.8 0.72 0.69

35 0.65 0.73 0.84 0.95 1.02 1.04 1.01 0.95 0.85 0.74 0.65 0.62

40 0.57 0.67 0.8 0.92 1 1.02 0.98 0.91 0.81 0.67 0.58 0.54

45 0.5 0.61 0.74 0.88 0.97 0.99 0.95 0.87 0.76 0.62 0.51 0.46

50 0.42 0.54 0.69 0.83 0.93 0.96 0.92 0.83 0.7 0.56 0.43 0.38

55 0.34 0.46 0.63 0.78 0.89 0.92 0.88 0.78 0.64 0.49 0.35 0.3

60 0.26 0.39 0.56 0.73 0.84 0.87 0.83 0.73 0.58 0.41 0.27 0.21

65 0.17 0.31 0.49 0.66 0.79 0.82 0.78 0.67 0.51 0.34 0.19 0.13

70 0.11 0.23 0.42 0.6 0.73 0.77 0.72 0.61 0.45 0.26 0.13 0.12

75 0.11 0.15 0.34 0.53 0.67 0.71 0.66 0.55 0.37 0.18 0.12 0.11

80 0.1 0.1 0.26 0.46 0.6 0.64 0.6 0.48 0.3 0.13 0.11 0.1

85 0.09 0.09 0.19 0.39 0.53 0.58 0.53 0.41 0.23 0.12 0.11 0.1

90 0.08 0.08 0.11 0.31 0.46 0.51 0.46 0.34 0.15 0.11 0.1 0.09

Latitud: -2°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 0.97 0.98 1 1.01 1.01 1.03 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.96



10 0.93 0.96 0.99 1.02 1.04 1.05 1.04 1.02 0.99 0.96 0.93 0.92

15 0.89 0.93 0.98 1.02 1.05 1.06 1.05 1.02 0.98 0.93 0.89 0.87

20 0.84 0.89 0.96 1.02 1.06 1.07 1.05 1.01 0.96 0.89 0.84 0.82

25 0.78 0.84 0.93 1.01 1.06 1.07 1.04 1 0.93 0.85 0.79 0.76

30 0.72 0.8 0.89 0.99 1.05 1.06 1.03 0.98 0.9 0.8 0.73 0.69

35 0.65 0.74 0.85 0.96 1.03 1.05 1.02 0.95 0.86 0.75 0.66 0.62

40 0.58 0.68 0.81 0.93 1.01 1.03 0.99 0.92 0.81 0.69 0.59 0.55

45 0.51 0.62 0.75 0.89 0.98 1 0.96 0.88 0.77 0.63 0.52 0.47

50 0.43 0.55 0.7 0.84 0.94 0.97 0.93 0.84 0.71 0.57 0.45 0.39

55 0.35 0.48 0.64 0.79 0.9 0.93 0.89 0.79 0.65 0.5 0.37 0.31

60 0.27 0.4 0.57 0.74 0.85 0.88 0.84 0.74 0.59 0.42 0.29 0.23

65 0.19 0.32 0.5 0.68 0.8 0.84 0.79 0.68 0.53 0.35 0.2 0.14

70 0.11 0.24 0.43 0.61 0.74 0.78 0.73 0.62 0.46 0.27 0.13 0.12

75 0.11 0.16 0.36 0.57 0.68 0.72 0.67 0.56 0.39 0.19 0.12 0.11

80 0.1 0.1 0.28 0.47 0.61 0.66 0.61 0.49 0.31 0.13 0.11 0.1

85 0.09 0.09 0.2 0.4 0.54 0.59 0.54 0.42 0.24 0.12 0.11 0.1

90 0.08 0.08 0.12 0.32 0.47 0.52 0.47 0.35 0.16 0.11 0.1 0.09

Latitud: -3°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 0.97 0.98 1 1.02 1.03 1.03 1.02 1.01 1 0.98 0.97 0.97

10 0.93 0.96 0.99 1.03 1.05 1.05 1.04 1.02 0.99 0.96 0.94 0.93

15 0.89 0.93 0.98 1.03 1.06 1.06 1.05 1.02 0.98 0.93 0.89 0.88

20 0.84 0.89 0.96 1.02 1.06 1.07 1.05 1.02 0.96 0.9 0.85 0.83

25 0.79 0.85 0.93 1.01 1.06 1.07 1.05 1 0.94 0.86 0.79 0.77

30 0.73 0.8 0.9 0.99 1.05 1.07 1.04 0.98 0.9 0.81 0.74 0.7

35 0.66 0.75 0.86 0.97 1.04 1.05 1.02 0.96 0.87 0.76 0.67 0.63

40 0.59 0.69 0.82 0.94 1.02 1.04 1 0.93 0.82 0.7 0.6 0.56

45 0.52 0.63 0.76 0.9 0.99 1.01 0.97 0.89 0.77 0.64 0.53 0.49

50 0.44 0.56 0.71 0.85 0.95 0.98 0.94 0.85 0.72 0.58 0.46 0.41

55 0.37 0.49 0.65 0.81 0.91 0.94 0.9 0.8 0.66 0.51 0.38 0.32

60 0.28 0.41 0.58 0.75 0.87 0.9 0.85 0.75 0.6 0.44 0.3 0.24

65 0.2 0.34 0.52 0.69 0.81 0.85 0.8 0.69 0.54 0.36 0.22 0.16

70 0.12 0.26 0.44 0.63 0.76 0.79 0.75 0.63 0.47 0.29 0.14 0.12

75 0.1 0.18 0.37 0.56 0.69 0.73 0.69 0.57 0.4 0.21 0.12 0.11



80 0.1 0.1 0.29 0.49 0.63 0.67 0.62 0.5 0.33 0.13 0.11 0.1

85 0.09 0.09 0.22 0.41 0.56 0.6 0.56 0.43 0.25 0.12 0.11 0.1

90 0.08 0.08 0.14 0.34 0.49 0.53 0.49 0.36 0.18 0.11 0.1 0.09

Latitud: -4°


0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 0.97 0.98 1 1.02 1.03 1.03 1.02 1.01 1 0.99 0.97 0.97

10 0.94 0.96 1 1.03 1.05 1.05 1.04 1.02 1 0.96 0.94 0.93

15 0.9 0.93 0.98 1.03 1.06 1.07 1.05 1.02 0.98 0.94 0.9 0.88

20 0.85 0.9 0.96 1.03 1.07 1.08 1.06 1.02 0.97 0.9 0.85 0.83

25 0.8 0.86 0.94 1.02 1.07 1.08 1.05 1.01 0.94 0.86 0.8 0.77

30 0.74 0.81 0.91 1 1.06 1.07 1.05 0.99 0.91 0.82 0.74 0.71

35 0.67 0.76 0.87 0.98 1.05 1.06 1.03 0.97 0.87 0.77 0.68 0.64

40 0.6 0.7 0.82 0.95 1.03 1.04 1.01 0.94 0.83 0.71 0.61 0.57

45 0.53 0.64 0.77 0.91 1 1.02 0.98 0.9 0.78 0.65 0.54 0.5

50 0.46 0.57 0.72 0.87 0.97 0.99 0.95 0.86 0.73 0.59 0.47 0.42

55 0.38 0.5 0.66 0.82 0.93 0.95 0.91 0.81 0.67 0.52 0.39 0.34

60 0.3 0.43 0.6 0.76 0.88 0.91 0.86 0.76 0.61 0.45 0.31 0.25

65 0.22 0.35 0.53 0.7 0.83 0.86 0.81 0.71 0.55 0.37 0.23 0.17

70 0.13 0.27 0.46 0.64 0.77 0.81 0.76 0.65 0.48 0.3 0.15 0.12

75 0.1 0.19 0.38 0.57 0.71 0.75 0.7 0.58 0.41 0.22 0.12 0.11

80 0.1 0.11 0.31 0.5 0.64 0.69 0.64 0.52 0.34 0.14 0.11 0.1

85 0.09 0.09 0.23 0.43 0.57 0.62 0.57 0.45 0.26 0.12 0.1 0.09

90 0.08 0.08 0.15 0.35 0.5 0.55 0.5 0.37 0.19 0.11 0.1 0.09

14.C1.1. EJEMPLO DE CÁLCULO

14.C1.1.1. ANTECEDENTES

El presente ejemplo intenta mostrar la forma correcta de cálculo de una instalación de agua caliente sanitaria para una vivienda, usando las recomendaciones dadas en la presenta GUIA.

Se propone el análisis en dos localidades: Quito y Guayaquil, en las cuales se desea colocar un sistema de calentamiento de agua para una vivienda unifamiliar en donde habitan cuatro personas. Se realizará el análisis para varias coberturas.

Datos meteorológicos:

Para los cálculos que aquí se propone realizar se han los siguientes datos de partida. En la línea inferior se especifican las fuentes de donde se han tomado.



Tabla 14.C1.1. Datos meteorológicos de la ciudad de Guayaquil

Guayaquil Latitud: -2,2

MES H T ambiente T red V media viento

(MJ/m2/día (°C) (°C) a 10 m (m/s)

ENERO 14,04 26,7 18,7 3,6

FEBRERO 15,12 26,7 18,7 2,6

MARZO 16,74 27,1 19,1 3,1

ABRIL 15,66 27,1 19,1 3,1

MAYO 16,2 26,4 18,4 3,6

JUNIO 15,12 25,2 17,2 4,1

JULIO 15,66 24,4 16,4 4,1

AGOSTO 16,74 24,3 16,3 4,6

SEPTIEMBRE 18,36 24,8 16,8 4,1

OCTUBRE 16,2 24,9 16,9 4,1

NOVIEMBRE 17,82 25,4 17,4 4,1

DICIEMBRE 17,28 26,4 18,4 4,1

Tabla 14.C1.2. Datos meteorológicos de la ciudad de Quito

Quito Latitud: 0

MES H T ambiente T red

V media viento

(MJ/m2/día (°C) (°C) a 10 m (m/s)

ENERO 17.82 13,6 11,6 2

FEBRERO 17.82 13,9 11,9 1,9

MARZO 17.82 13,8 11,8 1,7

ABRIL 17.28 13,8 11,8 1,7

MAYO 16.74 13,9 11,9 1,8

JUNIO 17.28 14,1 12,1 2,3

JULIO 18.90 13,8 11,8 2,7

AGOSTO 19.44 14,2 12,2 2,9

SEPTIEMBRE 19.98 13,8 11,8 2,3

OCTUBRE 18.90 13,6 11,6 2

NOVIEMBRE 18.90 13,5 11,5 1,9

DICIEMBRE 18.36 13,5 11,5 2

14.C1.1.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA ENERGÉTICA

De acuerdo a la ecuación 14-a7 de este anexo, la demanda energética depende del consumo diario de agua caliente. En nuestro país no existen estudios acerca del consumo medio de agua calienta de una persona. En estas circunstancias, en este ejemplo, citamos algunas fuentes que pueden ser tomadas como referencia.



Tabla 14.C1.3. Recomendaciones de consumo según algunas fuentes

Fuente Consumo

[litros/persona/día]

Temperatura

[°C]

Código Técnico de la Edificación. Ministerio de

Fomento. España 30 60

Ashrae 60 60

Fabricante local 50 55

Ref: ASHRAE

De la experiencia local se ha considerado que el dato de consumo que más se aproxima a nuestra realidad es el valor de 50 litros/persona/día a una temperatura de 55°C (que es aproximado a 45 litros/persona/día a 60°C de temperatura). Para estas condiciones la demanda energética es la que se muestra en la tabla siguiente.

Tabla 14.C1.4. Demanda energética en la ciudad de Guayaquil

Temperatura de uso 60 Consumo máx. (lt/día) 180

Número de usuarios 4 Factor sumultaneidad 1

Consumo/usuario (lt/día) 45

Número de viviendas 1

OCUPACIÓN VOLUMEN ENERGÍA NECESARIA

% m3/mes (MJ/mes)

ENERO 100 5,6 964,7

FEBRERO 100 5 871,3

MARZO 100 5,6 955,3

ABRIL 100 5,4 924,5

MAYO 100 5,6 971,7

JUNIO 100 5,4 967,5

JULIO 100 5,6 1018,4

AGOSTO 100 5,6 1020,7

SEPTIEMBRE 100 5,4 976,5

OCTUBRE 100 5,6 1006,7

NOVIEMBRE 100 5,4 962,9

DICIEMBRE 100 5,6 971,7

TOTAL 65,7 11612



Tabla 14.C1.5. Demanda energética en la ciudad de Quito

Temperatura de uso 60 Consumo máx. (lt/día) 180

Número de usuarios 4 Factor sumultaneidad 1

Consumo/usuario (lt/día) 45

Número de viviendas 1

OCUPACIÓN VOLUMEN ENERGÍA NECESARIA

% m3/mes (MJ/mes)

ENERO 100 5,6 1130,5

FEBRERO 100 5 11014,8

MARZO 100 5,6 1125,8

ABRIL 100 5,4 1089,5

MAYO 100 5,6 1123,5

JUNIO 100 5,4 1082,8

JULIO 100 5,6 1125,8

AGOSTO 100 5,6 1116,5

SEPTIEMBRE 100 5,4 1089,5

OCTUBRE 100 5,6 1130,5

NOVIEMBRE 100 5,4 1096,3

DICIEMBRE 100 5,6 1132,9

TOTAL 65,7 13258,5

14.C1.1.3. ELECCIÓN DE LOS COLECTORES

Debido a que no existe en nuestro país un laboratorio de homologación de colectores

solares y que para la mayoría de colectores de fabricación local no conocemos su

curva de rendimiento, se ha supuesto un rendimiento estándar dado por los siguientes

valores.

s

ae

s

aeLRnR

I

TT

I

TTUFF 5,475,0 (14-a9)

La inclinación que se ha considerado es de 5° el mínimo admisible para garantizar la

no acumulación de suciedades en la cubierta de los colectores y la orientación

directamente hacia la línea ecuatorial, en este caso el norte. Cabe señalar que por

nuestra situación geográfica (latitudes entre 4° de latitud sur hasta 2° de latitud

norte) la orientación es prácticamente irrelevante.

Se ha considerado en este ejercicio dos colectores estándar, que tienen la misma

curva de rendimiento, pero que difieren en su área. Un colector que se lo ha llamado

colector A con un área de absorción de 1,5 m2 y un colector que se lo ha llamado

colector B con un área de absorción de 2 m2.

14.C1.1.4. CÁLCULO DE LA COBERTURA SOLAR

Este cálculo se lo ha hecho según las recomendaciones expuestas en la presente guía.

El cálculo de la radiación total sobre superficie inclinada (para este ejemplo 5°) se

muestra en la tabla siguiente.



Tabla 14.C1.6. Cálculo de la radiación total sobre una superficie inclinada

Ciudad Guayaquil Ciudad Quito

Latitud -2,2 Latitud 0

Inclinación 5 Inclinación 5

k H HT k H HT

ENERO 0,97 14,04 13,92 0,97 17,82 17,29

FEBRERO 0,98 15,12 14,82 0,98 17,82 17,46

MARZO 1 16,74 16,74 1 17,82 17,82

ABRIL 1,01 15,66 15,82 1,01 17,28 17,45

MAYO 1,02 16,2 16,52 1,02 16,74 17,07

JUNIO 1,02 15,12 15,42 1,03 17,28 17,8

JULIO 1,02 15,66 15,97 1,02 18,9 19,28

AGOSTO 1,01 16,74 16,91 1,01 19,44 19,63

SEPTIEMBRE 1 18,36 18,36 1 19,98 19,98

OCTUBRE 0,98 16,2 15,88 0,98 18,9 18,52

NOVIEMBRE 0,97 17,82 17,29 0,97 18,9 18,33

DICIEMBRE 0,96 17,28 16,59 0,96 18,36 17,63

TOTAL 194,94 193,93 219,24 218,27

La cobertura de acuerdo a estos datos se muestra a continuación.

Tabla 14.C1.7. Cobertura solar de acuerdo a tres áreas de captación distintas para la ciudad de

Guayaquil

Ciudad Guayaquil 2 COLECTORES A (3 m2) 2 COLECTORES B (4 m2) 3 COLECTORES B (6 m2)

Nec ACS (MJ/mes)

COBERTURA (MJ/mes)

COBERTURA (f)

COBERTURA (MJ/mes)

COBERTURA (f)

COBERTURA (MJ/mes)

COBERTURA (f)

ENERO 965,37 589,5 0,61 703,29 0,73 842,89 0,87

FEBRERO 872,03 541,91 0,62 645,76 0,74 771,86 0,89

MARZO 956,23 613,99 0,64 729,08 0,76 865,21 0,9

ABRIL 925,51 577,94 0,62 687,96 0,74 820,68 0,89

MAYO 972,86 594,2 0,61 710,57 0,73 854,98 0,88

JUNIO 968,74 608,72 0,63 726,98 0,75 871,95 0,9

JULIO 1019,74 691,49 0,68 820,33 0,8 970,37 0,95

AGOSTO 1021,97 709,08 0,69 839,81 0,82 990 0,97

SEPTIEMBRE 977,53 697,47 0,71 823,24 0,84 963,97 0,99

OCTUBRE 1007,64 661,92 0,66 787,7 0,78 937,7 0,93

NOVIEMBRE 963,69 634,9 0,66 755,44 0,78 899,01 0,93

DICIEMBRE 972,35 617,67 0,64 735,97 0,76 878,87 0,9

TOTAL 11624 7539 0,65 8966 0,77 10667 0,92

VOLUMEN DE ACUMULAC. TOTAL (LITROS)

240 360 480



Tabla 14.C1.8. Cobertura solar de acuerdo a tres áreas de captación distintas para la ciudad de Quito

Ciudad Quito 2 COLECTORES A (3 m2) 2 COLECTORES B (4 m2) 3 COLECTORES B (6 m2)

Nec ACS COBERTURA COBERTURA COBERTURA COBERTURA COBERTURA COBERTURA

(MJ/mes) (MJ/mes) (f) (MJ/mes) (f) (MJ/mes) (f)

ENERO 1132,1 685,67 0,61 833,87 0,74 1035,94 0,92

FEBRERO 1016,2 622,39 0,61 755,66 0,74 935,62 0,92

MARZO 1127,42 703,7 0,62 852,99 0,76 1052,63 0,93

ABRIL 1091,05 665,24 0,61 807,82 0,74 1000,59 0,92

MAYO 1125,07 669,44 0,6 814,26 0,72 1011,98 0,9

JUNIO 1084,25 674,56 0,62 817,05 0,75 1006,75 0,93

JULIO 1127,42 762,06 0,68 917 0,81 1114,4 0,99

AGOSTO 1118,05 772,2 0,69 926,59 0,83 1118,05 1

SEPTIEMBRE 1091 766,24 0,7 918,97 0,84 1091,05 1

OCTUBRE 1132,1 736,98 0,65 8890,77 0,79 1092,82 0,97

NOVIEMBRE 1097,84 707,58 0,64 856,3 0,78 1053,15 0,96

DICIEMBRE 1134,44 702,19 0,62 852,77 0,75 1056,37 0,93

TOTAL 13277 8468 0,64 10244 0,77 12570 0,95

VOLUMEN DE ACUMULAC.

TOTAL (LITROS)

240 360 480

14.D1.1. TABLAS DE DEMANDA ENERGÉTICA

El nivel de temperatura al que es necesario calentar el fluido condiciona esencialmente la elección del tipo de colector. A continuación se muestran diversas tablas donde se especifican los datos de consumo de agua caliente sanitaria por día y por persona para varias aplicaciones.

Tabla 14.D1.1. VALORES DE DEMANDA DE ACS

CRITERIO DE CONSUMO

Fuente: CENTRO DE INVESTIGACIONES Y DESARROLLO TECNOLÓGICO TIMEESCI – ECUADOR, 2009

Fuente: CÓDIGO TÉCNICO DE LA EDIFICACIÓN. MINISTERIO DE FOMENTO, ESPAÑA, 2005 .

LITROS ACS/DIA

A 55 °C

LITROS ACS/DIA

A 60 °C

VIVIENDAS UNIFAMILIARES 80 30 POR PERSONA

VIVIENDAS MULTIFAMILIARES 55 22 POR PERSONA

HOSPITALES Y CLINICAS 100 55 POR CAMA

HOTELES **** 100 70 POR CAMA

HOTELES *** 80 55 POR CAMA

HOTELES Y HOSTALES ** 60 40 POR CAMA

RESIDENCIAS (ANCIANOS, ESTUDIANTES), ETC 70 55 POR CAMA



VESTUARIOS/DUCHAS COLECTIVAS 25 15 POR SERVICIO

ESCUELAS 5 3 POR ALUMNO

CUARTELES 25 20 POR PERSONA

FABRICAS Y TALLERES 20 15 POR PERSONA

OFICINAS 2 3 POR PERSONA

GIMNASIOS 15 20 A 25 POR USUARIO

LAVANDERIAS 5 3 A 5 POR KILO DE ROPA

RESTAURANTES 5 5 A 10 POR COMIDA

CAFETERIAS 1 1 POR ALMUERZO

14.D1.2. DATOS RECOPILADOS DEL XV SIMPOSIO PERUANO DE ENERGIA

SOLAR

(www.solartec.com.pe)

En este simposio se evaluó el proyecto de Implementación de agua caliente sanitaria de 6000 lt/día a 50°C en un sitio llamado Chosica con una radiación solar promedio de 5.5 kwh/m2dia, y con una localización geográfica 11°55’ Latitud Sur, 76°40’ longitud oeste, una altitud de 961 msnm. Para este análisis se planteo el siguiente cuadro de consumos:

Tabla 14.D1.2. CONSUMOS DE ACS SEGÚN USOS - PERÚ

USOS CONSUMO

Litros/día/persona a 50 °C

DOMÉSTICO Baños 35

Cocina 5

Lavatorios 5

ALBERGUES Por camas 30

HOTELES Por camas 40

HOSPITALES Por camas 45

14.D1.2. REFERENCIA EDIFICIO DE OFICINAS Y VIVIENDAS EN NUEVA

YORK

El consumo medio mensual de agua caliente en los grandes edificios para oficinas tal como el Equitable Building de la ciudad de New York con 12.000 inquilinos, no es mayor a 425 m3, lo que da un promedio de 35,4 litros por persona y mes, o sea un poco más de un litro por persona y día. Pero el agua suele calentarse a 49°C, mientras para que sea agradable a su empleo debe tener



38°C, y para enfriar hasta los 38°C, los 35,4 litros de agua a 49°C, se necesitan unos 25 litros de agua a 16°C lo que daría para cada inquilino alrededor de 60 litros de agua caliente, en un servicio mensual de unos 24 días. En las tablas siguientes se muestra el consumo de agua caliente por día y por semana. Los datos proceden de las lecturas de los contadores de la American Gas Association.

Tabla 14.D1.3. OTROS DATOS REFERENCIALES

DATOS DE AGUA CALIENTE PARA EDIFICIOS DE OFICINAS

APARATOS LUNES A VIERNES INCLUSIVE POR DIA CORRIENTE SEMANA ENTERA

250 Aparatos con

Consumo de agua caliente en litros 24200 133230

agua caliente

Consumo de gas en m3 320 1960

Aumento de temperatura °C 36.4 36.5

Temperatura del agua consumida °C 57.7 58.2

EDIFICIO: 6 pisos, contando con planta baja, piso semi subterráneo y sótano.

APARATOS CONSUMO MAXIMO POR DIA

CONSUMO MINIMO POR DIA

12 baños Agua caliente consumida en litros 1530 1280

12 pilas

Consumo de gas en m3 38 33

Aumento de temperatura °C 41.6 42.2

Temperatura del agua caliente 52 51

consumida en °C

EDIFICIO: 6 pisos y piso semisubterraneo.12 apartamentos de 9 habitaciones

APARATOS CONSUMO MAXIMO POR DIA

CONSUMO MINIMO POR DIA

25 baños Agua caliente consumida en litros 11350 9406

13 pilas

11 duchas Consumo de gas en m3 133 115

12 fregaderos Aumento de temperatura °C 51.6 50.5

26 lavaderos Temperatura del agua caliente 55.5 55

53 personas suministrada en °C

Ref: Manual del Arquitecto y del Constructor Kidder Parker (pag 1800 a 1804)

14.E1. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGAR EL PROVEEDOR O

CONTRATISTA CON SU OFERTA PARA FACILITAR LA SELECCIÓN DE

EQUIPOS

El fabricante, distribuidor o contratista, debe ofrecer la información técnica relativa al SST, que permita al interesado conocer sobre el equipo y diferenciar entre las ofertas disponibles en el mercado ecuatoriano.



Por otra parte, el fabricante, contratista o distribuidor debe ofrecer equipos completos, repuestos y servicio postventa. Además debe ofrecer al usuario capacitación para el buen uso y mantenimiento del sistema.

INFORMACIÓN TÉCNICA

El fabricante, distribuidor o contratista debe suministrar al usuario, la información técnica de cada uno de los componentes del SST como se indica a continuación, previa a la venta:

14.E1.1 COLECTOR SOLAR

Datos de placa

a) Marca y/o nombre del fabricante

b) Denominación del modelo

c) Peso y dimensiones

d) Área efectiva del colector

e) Materiales de fabricación de: cubierta transparente, placa de absorción y tipo de recubrimiento, tubería interna, número de tubos en la placa de absorción, material del aislante y su espesor, y material de la caja o chasis

Datos de eficiencia

f) Coeficiente global de pérdidas térmicas

g) Eficiencia óptica

h) Eficiencia nominal de operación en condiciones estipuladas por el fabricante o en condiciones estándar de laboratorio homologado

i) Copia del certificado de ensayos emitido por una entidad acreditada para tal fin.

Datos generales

j) Presión de prueba y presión hidráulica máxima a la que puede estar sometido

k) Requerimientos y accesorios que se suministran para una adecuada instalación

l) Tiempo de vida útil esperado

14.E1.2. TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Datos de placa

a) Marca y/o nombre del fabricante

b) Capacidad del tanque (litros)

c) Peso y dimensiones

d) Material y espesor de la pared del tanque interno

e) Tipo de tanque (abierto, cerrado)

f) Recubrimiento interno del tanque para evitar corrosión

g) Tipo de ánodo de sacrificio (si lo tiene)

h) Presión a la cual se ensayo y presión hidráulica máxima que puede soportar

i) Tipo de aislamiento y espesor

j) Tipo de recubrimiento exterior y su conductividad térmica

k) Presión de alivio y mecanismo que la garantiza



l) Tipo de complemento auxiliar de energía (si lo tiene)

m) Si está dotado de intercambiador de calor interior (todo lo relacionado con su fabricación, operación, mantenimiento y duración).

n) Si está dotado de elementos o materiales que provean almacenamiento por calor latente, se debería especificar todo lo relacionado con seguridad y toxicidad.

o) Duración probable y factores de envejecimiento del tanque

p) Requerimientos de instalación y accesorios que se suministran para ello.

q) Si el tanque está provisto de un elemento auxiliar de complemento energético, especificar su potencia y programación de funcionamiento automático.

Datos de eficiencia

r) Factor global de pérdidas térmicas en función de la temperatura.

s) Copia del certificado de ensayos emitido por una entidad acreditada para tal fin.

14.E1.3. ACCESORIOS Y TUBERÍAS

El proveedor debe informar sobre todas las especificaciones de los accesorios y tuberías que son parte de la instalación de los SST: material, calibre, presión y temperatura máximas de operación.

Del aislamiento de la tubería: material, conductividad térmica, intemperismo y vida útil esperada.

14.E1.4. CERTIFICADO DE PRUEBA

El proveedor debe indicar al potencial usuario la certificación de calidad y desempeño del sistema total, emitida por la entidad autorizada para tal fin, del SST completo

14.E1.5. GARANTÍA TÉCNICA

Igualmente, el distribuidor o proveedor debe mostrar claramente sus garantías y términos de aplicación: información sobre el tiempo de vida útil de cada uno de los elementos del SST, y casos en los que no aplica la garantía técnica

14.F1. DOCUMENTOS Y SERVICIOS QUE EL PROVEEDOR O CONTRATISTA

DEBE ENTREGAR CON LOS EQUIPOS.

El fabricante deberá suministrar al usuario, los manuales de operación del SST y sus componentes, así como los procedimientos de instalación y mantenimiento.

14.F1.1. MANUAL DE INSTALACIÓN

Deberá explicar los requisitos físicos y funcionales del sistema.

Las instrucciones deben describir los requisitos de interconexión de los diferentes subsistemas y componentes y los requisitos de interface con la edificación y el sitio.

Las instrucciones deberán contener el espesor mínimo y tipo del aislamiento para tuberías interiores y exteriores y tanque de almacenamiento

Si el sistema incluye un intercambiador de calor se deberá indicar:

El fluido de transferencia de calor aprobado y que el cambio por otro fluido de transferencia de calor puede causar daño y crear riesgos de accidente.

Tipo y cantidad de fluido requerido

La presión de trabajo segura máxima del fluido



14.F1.2. MANUAL DE OPERACIÓN

Describir claramente la operación del sistema.

Explicar la función de cada subsistema y componente.

Diagramas del sistema.

Listado de partes y repuestos.

Procedimiento de arranque, interrupción y mantenimiento de rutina.

Detallar la forma de actuar en casos especiales tales como: congelamiento, ebullición, fuga, interrupción.

14.F1.3. PLAN DE MANTENIMIENTO

Plan de mantenimiento preventivo del sistema.

Trabajos de reparación menores.

14.F1.4. SERVICIO Y PARTES DE REEMPLAZO

Todos los componentes del sistema deben estar disponibles localmente.

14.F1.5. PELIGROS

Descripción de los peligros que pueden surgir en la operación y mantenimiento del sistema.

Acciones preventivas y correctivas que se deben tomar en caso de accidente.

14.F1.6. NOTAS DEL INSTALADOR

Anexo con toda la información del técnico instalador.

Volumen y composición del fluido de transferencia de calor.

Información relevante.

14.G1. GUÍA PARA LA INSTALACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE

SISTEMAS SOLARES TÉRMICOS PARA CALENTAMIENTO DE AGUA PARA

USO DOMESTICO

Los sistemas térmicos solares deben estar diseñados y construidos para brindar la máxima eficiencia y calidad en su clase, según el equipo que se ha decidido seleccionar.

La forma más sencilla de obtener el máximo provecho de un sistema solar térmico, es teniendo en cuenta y llevando una sencilla norma de mantenimiento preventivo, utilizando un práctico sistema de mantenimiento que debe estar instalado estratégicamente en el equipo solar.

Rutina recomendada de mantenimiento:

Normal 1 vez por año

Máximo 2 veces al año

Tiempo estimado en cada operación de mantenimiento:

De 3 a 5 minutos.

Herramientas necesarias:

Ninguna



Af

Ac

Figura 14.G1.1. Esquema de instalación

Figura 14.G1.2. Sistema de mantenimiento

14.G1.1. DESCRIPCIÓN

Es necesario reconocer a cada uno de los elementos y accesorios que compone un sistema solar térmico.

14.G1.2. OPERACIÓN

El sistema solar térmico se encuentra funcionando correctamente cuando la instalación del mismo ha sido ejecutada por un técnico calificado en la materia y se han realizado las pruebas, calibración y puesta en servicio.

Sin embargo recomendamos al usuario tener en cuenta que el equipo estará funcionando correctamente cuando la posición de las diferentes válvulas estén como indicamos a continuación:

Las válvulas 1 y 6 deben estar abiertas, mientras que las válvulas 7 y 5 deben permanecer cerradas.

Abierta

CerradaCerrada

Abierta

Figura 14.G.3. Sistema de mantenimiento



14.G1.2.1. SIMBOLOGÍA

Pt Panel colector de energía solar térmica.

Ts Tanque termosolar para almacenamiento de la energía térmica (agua caliente).

1 Válvula de compuerta para el acceso de agua fría al tanque.

2 Unión universal.

3 Válvula check.

4 Válvula de seguridad de 80 PSI.

5 Válvula de paso reducido para mantenimiento de los colectores solares.

6 Válvula de paso completo para el funcionamiento normal del equipo solar.

7 Válvula de paso reducido para el mantenimiento del tanque termosolar.

AF Agua fría.

AC Agua Caliente.

14.G1.3. MANTENIMIENTO

14.G1.3.1. MANTENIMIENTO DE PANELES COLECTORES TÉRMICOS

Cerrar válvula #1 y válvula #6.

Abrir válvula #5

Abrir válvula #1 y dejar que salga el agua a través de los paneles hasta que el agua

esté completamente limpia.

Para esto es recomendable cerrar rápidamente la válvula #5 y volverla a abrir

después de unos 10 segundos, para generar interiormente una turbulencia que ayude

a limpiar de mejor manera el fondo de los paneles.

Repetir la operación de 3 a 5 veces.

Cuando el agua está completamente limpia, los paneles estarán completamente

limpios.

Cerrar la válvula #5.

14.G1.3.2. MANTENIMIENTO TANQUE TERMOSOLAR

1. Cerrar 1. Cerrar 2. Abrir

7. Cerrar3. Abrir4. Cerrar y abrir

rápidamente


La válvula #6 está cerrada.


Abrir la válvula #7.



Abrir la válvula#1.

Observar hasta que el agua esté completamente limpia.

Para esto es recomendable cerrar rápidamente la válvula #7 y volverla abrir después de unos 10 segundos, para generar turbulencia que ayude a limpiar de mejor manera el fondo del tanque.

Repetir esta operación de 2 a 3 veces.

Cuando el agua esté completamente limpia, el tanque estará completamente limpio.


1. Cerrada 2. Cerrar 3. Abrir

4. Abrir 9. Cerrar6. Cerrar y abrir

rápidamente


NOTA IMPORTANTE:

Cuando el mantenimiento se ha terminado es necesario volver a poner en funcionamiento el equipo completo, esto es; verificar que las válvulas #6 y #1 estén completamente abiertas.

Abierta

CerradaCerrada

Abierta


14.G1.3.3. SOPORTES DE UN SISTEMA SOLAR TÉRMICO

El sistema de soportes debe ser diseñado y construido de modo que pueda garantizar el funcionamiento del equipo solar térmico, con la máxima eficiencia y durabilidad a través de tiempo. Estos soportes pueden ser individuales o de conjunto dependiendo del tipo de sst., que se instale, siendo el más recomendable y usual en el Ecuador y Latinoamérica los sst., que operan con termosifón.

La capacidad soportante de la estructura física disponible debe ser 2.5 veces el peso vivo del tanque termo solar lleno de agua y la estabilidad sismo-resistente debe proveerse, en todo su entorno, al menos a 2 metros a la redonda del tanque termo.



14.A2. EJEMPLO DE CÁLCULO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO AISLADO

RESIDENCIAL

El presente ejemplo muestra el cálculo de un sistema fotovoltaico aislado residencial usando las recomendaciones dadas en la presente Norma. Se propone el dimensionamiento de un sistema fotovoltaico autónomo en un lugar de la región amazónica del Ecuador.

14.A2.1 CÁLCULO DE LA DEMANDA ENERGÉTICA

El primer paso es el cálculo de la demanda energética. Este valor es la sumatoria de los consumos previstos de energía tanto en CC como en CA. Además es recomendable el incremento de un 10% a esta demanda en concepto de demanda futura, si es que no se tiene otro dato más preciso. Estos valores se los presentará en una tabla según lo marca esta normativa.

Tabla 14.A2.1. Cálculo de la demanda energética.

Equipo Nº

CC/CA Potencia [W]

Tiempo estimado de uso (h/día)

Capacidad instalada

[W]

Demanda energética

Wh/día

Foco ahorrador 3 CA 11 3 33 99

Radio 1 CA 15 4 15 60

Televisor 21” 1 CA 50 2 50 100

DVD 1 CA 15 1 15 15

TOTAL 113 274

Si consideramos un 10% de reserva futura entonces el consumo previsto es de 301,4 Wh/día. La capacidad instalada es 113 W. Este dato será usado para dimensionar el tamaño del inversor.

14.A2.2. CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOBRE SUPERFICIE INCLINADA Y

HORAS SOLARES

El cálculo de la radiación total sobre superficie inclinada (para este ejemplo 5°. Según las recomendaciones dadas, la inclinación debe estar entre 5° y 10° para evitar las acumulaciones de suciedades en la superficie de los módulos fotovoltaicos) se muestra en la tabla siguiente.

Tabla 14.A2.2. Cálculo de la radiación solar sobre superficie inclinada.

Se muestra además el cálculo de las horas solares (HS) que se han calculado según la fórmula siguiente.

díamWhHkHT

2/* (14-a10)



2

2

/

/1000/

mW

díamWhHHS T

(14-a11)

14.A2.3. ESTIMACIÓN DEL RENDIMIENTO GLOBAL DEL SISTEMA (PR)

En la tabla siguiente se muestra el cálculo del rendimiento por operación a temperaturas diferentes de la estándar de medida y el cálculo del PR. Los coeficientes de variación de corriente y voltaje se han tomado de las recomendaciones de la presente norma cuando no se tiene datos precisos.

Tabla 14.A2.3. Cálculo del rendimiento por operación a temperatura diferente de la estándar de

medida

La fórmula usada para el cálculo del rendimiento por operación a temperatura diferente de la estándar se muestra más abajo.

)25(1 cTtemp TC (14-a12)

)20(25,1 NOCTTT ac (14-a13)

Tabla 14.A2.4. Cálculo de los rendimientos del sistema fotovoltaico.

Los valores de rendimientos de los distintos aspectos son los recomendados por la presente Norma.

14.A2.4. CÁLCULO DE LA POTENCIA PICO DEL ARREGLO FOTOVOLTAICO

El cálculo de la potencia en los módulos fotovoltaicos se la hace de acuerdo a la ecuación correspondiente y se muestra en la tabla siguiente.



Tabla 14.A2.5. Cálculo del PR y de la potencia fotovoltaica necesaria

Donde el PR ha sido calculado con la fórmula siguiente.

PR= temp . suc . reg . cab . bat . aut . inv (14-a14)

Y la potencia del arreglo fotovoltaico con la fórmula que sigue.

PRHS

energéticaDemandaPotp

* (14-a15)

De acuerdo a estos resultados el mes más desfavorable de recurso solar es el mes de enero por lo que la potencia del arreglo fotovoltaico se la escoge para este mes. Si se trabaja con módulos de 150 Wp, 12 V, se necesitaría un solo módulo. En caso de trabajar con módulos de 75Wp, 12V, se necesitarían dos módulos conectados en serie.

14.A2.5. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL BANCO DE BATERÍAS

Para este cálculo es necesario escoger el tipo de batería con la que se desea trabajar. Por facilidad de mantenimiento y seguridad se selecciona una batería sellada VRLA tipo AGM. Para este tipo de baterías la máxima profundidad de descarga es del 80%, si bien se recomienda el dimensionamiento a una profundidad de descarga del 60%. La autonomía escogida en este ejercicio es de 3 días por la alta nubosidad del lugar.

La capacidad de la batería se calcula con la fórmula recomendada en esta Norma y su valor será de 130 Ah a 12V. Para usar las baterías que se encuentran en el mercado se escoge una sola batería de 150 Ah a 12 V.

sistemadelVoltajePdD

autonomíadedíasenergéticaDemandaCbat

*

*

(14-a16)

14.A2.6. CONTROLADOR DE CARGA E INVERSOR

El controlador de carga se escoge de acuerdo a la intensidad de corto circuito del arreglo fotovoltaico. En el caso que estamos estudiando el amperaje de corto circuito del panel fotovoltaico escogido es de 4,4 A, por lo que se escoge un regulador de 10 A por ser los que se encuentran en el mercado.

Para determinar la potencia del inversor se toma el valor de la carga instalada en AC afectada por un factor de seguridad de 1,25 que absorbe ciertos picos de potencia. Se debe tomar en cuenta la eficiencia del inversor para calcular la intensidad de corriente que circula entre la batería y el



inversor. Para el presente ejemplo la potencia del inversor será de 113 W más el 25%. Entonces la potencia mínima del inversor a instalar es de 141,5 W. Para ajustarnos a los elementos que hay en el mercado se escoge un inversor de 150W.

Figura 14.A2.6. Esquema del sistema fotovoltaico aislado residencial del ejemplo

14.B2. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGAR EL PROVEEDOR O

CONTRATISTA CON SU OFERTA PARA FACILITAR LA SELECCIÓN DE

EQUIPOS

El distribuidor o contratista debe ofrecer SFV completos y tener total disponibilidad de repuestos y servicios de postventa. Debe ofrecer al usuario la capacitación para el buen uso, manejo y mantenimiento del sistema. Además el proveedor se encargará de capacitar personal técnico de la localidad para mantener en servicio los SFV, siendo este el canal de comunicación entre el usuario y el proveedor para el suministro de partes y repuestos. Este requerimiento es particularmente importante en sistemas instalados en zonas aisladas.

El distribuidor, proveedor o contratista debe suministrar la información técnica de cada uno de los componentes del SFV como se indica a continuación:

14.B2.1. MÓDULO FOTOVOLTAICO

Marca y/o nombre del fabricante.

Modelo y dimensiones generales.

Potencia nominal.

Tipo y/o material de las celdas fotovoltaicas.

Corriente de cortocircuito y la de régimen.

Voltaje de circuito abierto y voltaje de régimen.

Voltaje máximo del sistema.

La curva I-V, determinada en condiciones estándar.

Requerimientos de una adecuada instalación

Requerimientos de mantenimiento



Tiempo de vida útil esperado

Certificado de ensayos, emitido por una entidad acreditada para tal fin.

14.B2.2. BATERIAS



Tipo de batería.

Especificar si es sellada. Si no es sellada, informar los requerimientos de mantenimiento.

Capacidad nominal.

Regímenes de carga y descarga.

Profundidad de descarga permisible.

Autodescarga diaria.

Número de ciclos esperados a la profundidad nominal de descarga.

Rango de temperatura permisible de operación y efectos térmicos sobre el voltaje en los terminales.

Capacidad (Ah).

Peso en kilogramos.

Densidades de energía y de potencia.

Requerimientos de instalación.

Certificado de ensayos emitido por una entidad acreditada para tal fin.

14.B2.3. CONTROLADOR DE CARGA



Voltaje nominal.

Corriente máxima en el circuito fotovoltaico.

Corriente máxima en el circuito de consumo.

Si dispone de control ajustable, dar las indicaciones pertinentes.

Valores de voltaje en corte y en reconexión.

Indicador de bajo voltaje (alarma, bombillo etc.)

Tipo de protección contra corriente en sentido inverso.

Especificaciones del tipo de protección contra sobre corriente.


Requerimientos de mantenimiento.

Tiempo de vida útil esperado.


14.B2.4. LUMINARIAS




Modelo y potencia nominal.

Voltaje nominal de operación.

Consumo de corriente en operación.

Flujo luminoso nominal.

Características y especificaciones del chasis.




14.B2.5. INVERSOR

Marca y/o nombre del fabricante


Voltaje nominal de operación y rango de voltaje CC de entrada.

Potencia máxima que puede suministrar.

Eficiencia de operación.

Potencia nominal.

Especificaciones del tipo de protección contra polaridad invertida

Tipo de protección para evitar generar interferencias electromagnéticas en equipos de radio y/o TV.

Especificar exigencias en el tipo de consumo que puede soportar (de tipo resistivo, inductivo etc.)

Especificar si el inversor puede suministrar energía a equipos informáticos sin riesgo de daño para dicho equipo.





14.B2.6. CABLES

Calibre AWG.

Máxima longitud del cable en la instalación.

Requisitos de instalación.

14.B2.7. SOPORTE DEL MODULO FOTOVOLTAICO

Material de fabricación, calibre, dimensiones y acabados

Tipo y geometría

Ángulos de inclinación que puede proporcionar

Requisitos de instalación



Protección y/o prevención contra corrosión.

14.B2.8. ACCESORIOS ELÉCTRICOS

Marca o nombre del fabricante.

Tipo.

Materiales de fabricación, características y acabados.

Vida útil esperada.

14.B2.9. CAJAS Y GABINETES

Marca o nombre del fabricante.

Tipo.

Materiales de construcción, acabados y recubrimientos.

Geometría y dimensiones.

Requisitos de instalación.

Grado de protección.

14.B2.10. GARANTÍAS

El proveedor debe garantizar al usuario la calidad y buen desempeño del sistema total, al menos por dos años, en base a las especificaciones técnicas de sus componentes indicadas en cada ítem.

Debe considerarse la salvedad en eventos de caso fortuito o fuerza mayor.

14.C2. DOCUMENTOS Y MANUALES QUE EL PROVEEDOR O CONTRATISTA

DEBE ENTREGAR CON LOS EQUIPOS

Guía de instalador ajustado a las normas vigentes para conexiones, pruebas, calibración, operación del sistema y puesta en servicio, dirigido a personal técnico. Deberá incluir:

Información sobre el mantenimiento, diagnóstico en casos de falla y sus soluciones.

Diagrama unifilar de la instalación.

Manuales de cada uno de los componentes.

Certificaciones de cumplimiento de norma.

Certificados de garantía técnica.

En el caso de la batería, un certificado del proveedor en el que se obliga a retirar la misma cuando cumpla su tiempo de vida útil, previa la reposición.

Guía de usuario en el que se informa acerca del servicio que puede prestar el SFV y las restricciones a tener en cuenta. Debe incluir:

Instrucciones de operación del sistema, de diagnóstico básico en caso de fallas, reemplazo de partes como baterías, lámparas y limpieza de paneles.

Afiche instructivo sobre componentes y funciones del sistema.

Advertencias de seguridad sobre el uso y disposición final de los elementos.

Listado de distribuidores autorizados, representantes en otras localidades con dirección y teléfono a los que se puede acudir en caso de requerir servicios técnicos.



14.D2. SERVICIOS QUE DEBE OFRECER EL PROVEEDOR O DISTRIBUIDOR

Para la entrega de los SFV el proveedor o contratista debe realizar la instalación y pruebas en el sitio. Debe quedar en óptimo estado de operación a juicio de la fiscalización o del personal encargado de aprobar las instalaciones en las viviendas.

El proveedor debe garantizar los servicios de mantenimiento que sean necesarios y, tener la disponibilidad de repuestos de tal forma que si se reporta un daño, el problema se solucione a la mayor brevedad y disponer de un taller y/o laboratorio de reparación.

Además, el proveedor debe asegurar servicios de mantenimiento y suministro de partes y repuestos por fuera de la garantía, de manera directa o por representantes autorizados.

Se debe proveer servicios de capacitación y entrenamiento al personal técnico encargado del mantenimiento y a los usuarios del SFV, tanto en la parte técnica como en la parte de sostenibilidad.

14.E2. GUÍA PARA UN PROGRAMA DE SOSTENIBILIDAD

(Esta parte se aplica exclusivamente a sistemas fotovoltaicos residenciales y comunitarios aislados bajo el esquema del Fondo de Electrificación Urbano Marginal FERUM del Ecuador en que el Estado aporta con el 100% de la compra inicial y la instalación de los sistemas, y correspondiendo a los usuarios el mantenimiento y la sostenibilidad de los mismos)

Un proyecto de ejecución de SFV para usuarios aislados de la red debe incluir necesariamente un Programa de Sostenibilidad que asegure que los sistemas se mantengan en servicio durante la vida útil. En este Programa de Sostenibilidad participan todos los entes que intervienen en la implementación del proyecto y en su financiamiento: La empresa eléctrica distribuidora del servicio en la zona, la comunidad, y el usuario.

La estructura organizativa que participa en el Programa de Sostenibilidad debe considerar los siguientes criterios:

Organización local, con enfoque empresarial.

Participación activa de la población en la instalación, operación y gestión de los sistemas.

Supervisión de la Empresa Eléctrica a nivel técnico y administrativo.

Establecimiento de instancias de fiscalización y control para la gestión del sistema en sus componentes técnico, de gestión y económico.

Capacitación en el uso racional de la energía.

Seguimiento.

El modelo de organización debe enmarcarse en las particularidades de cada comunidad en base a estudios socio-económicos, que determinen la capacidad de pago y la voluntad de pago de los usuarios a través de una contribución mensual. Este pago que no constituye una tarifa, asegura la disponibilidad de fondos para el mantenimiento de los equipos (principalmente el reemplazo de baterías al término de su vida útil) y el reconocimiento económico a los técnicos comunitarios, quienes se encargan del mantenimiento preventivo y correctivo de los SFV y de la gestión de cobro.

El modelo sugerido de organización es el siguiente:



Figura 14.E2.1. Modelo de sostenibilidad

Se constituye un Comité de Electrificación con representantes de cada comunidad. Este Comité suscribe un convenio con la Empresa Eléctrica para realizar el mantenimiento y el cobro de la contribución. Como parte de este convenio se acuerda abrir una cuenta de ahorros en una entidad financiera cercana para el manejo de los pagos por los usuarios. Este fondo servirá para reponer los equipos dañados.

El usuario suscribe un contrato de servicio con la Empresa Eléctrica y un compromiso de pago y cuidado del SFV con el Comité de Electrificación. Estos dos instrumentos obligan al usuario a contribuir con el pago del servicio y a cuidar el SFV. En caso de no pago por un período acordado, el SFV puede ser retirado y entregado a otro usuario.

El Comité de Electrificación deberá implementar mecanismos para una supervisión permanente y clara del aspecto técnico y económico de todo el sistema. Periódicamente presentará reportes técnicos y económicos a la propietaria del sistema, en este caso la Empresa Eléctrica.

Para el funcionamiento del esquema se establecen reglamentos y manuales de funciones. Se asume que estos mecanismos de gestión servirán también para la participación de las instancias de supervisión local.

El valor de la contribución se calcula tomando en cuenta el costo de los equipos y su reposición durante la vida útil y los costos de gestión y cobro.

Como consecuencia del modelo de gestión, los usuarios se benefician de un servicio que tiene mayor permanencia, con energía más limpia y a un costo menor que el que tienen actualmente, con el uso de diesel, velas y pilas.

Parte importante del Programa de Sostenibilidad es la capacitación a los técnicos de la Empresa Eléctrica y a los usuarios en las características técnicas, económicas y sociales del modelo.

El modelo debe prever la elaboración de material impreso de información sobre los sistemas y los manuales de operación y gestión.

14.F2. ASPECTOS AMBIENTALES Y DISPOSICIÓN FINAL DE LOS

COMPONENTES

14.F2.1. DISPOSICIÓN FINAL DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Los diferentes componentes de un SFV, tienen una vida útil diferente, determinada por su diseño, materiales, fabricación, operación y mantenimiento. En este apartado, se recomiendan diferentes



formas de disposición final de cada componente, una vez que el SFV sale de operación definitivamente por cualquier causa.

14.F2.2. PANELES

Se toman 3 partes que son objeto de recuperación: vidrio, celdas solares del panel y conexiones.

14.F2.3. VIDRIO

Debe ser retirado del panel fotovoltaico, mediante herramientas de corte y separación del material aglomerante y sellante. El vidrio debe ser cortado en pedazos y enviado a contenedores específicamente diseñados para este material. Estos contenedores alimentan máquinas trituradoras que lo reducen a pequeñas astillas de máximo 25 mm de diámetro, que son posteriormente tamizadas, lavadas y fundidas en hornos, donde se mezclan con un 20% aproximadamente de materia prima virgen.

Los beneficios de recursos se valoran en:

MgCO3, CaCO3, Na2CO3 80 %

CO2 80 %

Polvo de SiO2 80 %

14.F2.4. CELDAS SOLARES

Formadas por silicio semiconductor, están fundidas con la red de conexiones de aluminio, tedlar y EVA principalmente, lo que demanda de procesos especiales para su disposición final. El uso de hornos de alta temperatura en atmósfera inerte, es el método más aconsejado para separar las capas de vidrio, celdas y aluminio, controlando la degradación de la capa de EVA. En este caso se deben tratar los gases tóxicos provenientes del tedlar (acido fluorhídrico principalmente).

El ataque químico de disolventes (como tricloroetileno o ácido nítrico) sobre la capa de EVA, es una opción, siempre que se controle el tiempo de exposición, para evitar que se deforme la celda solar.

No se debe triturar el panel FV para luego separar por tamizado y recolección electrostática sus diferentes componentes.

14.F2.5. CONEXIONES

El marco de aluminio anodizado, los tornillos y remaches donde se aseguran las conexiones del panel, deben ser retirados manualmente, antes de su disposición final.

14.F2.6. ESTRUCTURA

Según el material de que esté compuesta, la estructura metálica debe ser desmontada, retirados sus accesorios (pernos, cables, etc.) y enviada a fábricas fundidoras de materiales ferrosos o no ferrosos, según el caso.

14.F2.7. ACCESORIOS Y CONEXIONES

Los accesorios deben ser desmontados del SFV cuidadosamente, para su posterior revisión y reutilización certificada. De otra manera, se deben separar manual y mecánicamente los elementos metálicos (ferrosos, no ferrosos), de protección plástica (aislamientos, recubrimientos, etc.).

14.F2.8. REGULADOR DE CARGA E INVERSOR

Los componentes de metales pesados, partes de cobre y semiconductores, deben ser desmontados manualmente para disponerlos por separado según cada material. Para el desmontaje, se deben tomar todas las precauciones de seguridad, según la hoja de recomendaciones del fabricante.



14.F2.9. BATERÍAS

Es responsabilidad del proveedor en el momento de la venta de las baterías solares informar debidamente al comprador sobre las condiciones de mantenimiento y del impacto ambiental que ocasionan estos elementos y llevar un registro de la vida útil de las mismas.

El proveedor es el responsable de gestionar el reciclado de la batería y su disposición final, asegurándose de que NO se contamine el medio ambiente.

14.G2. GUÍA PARA LA VERIFICACIÓN Y MANTENIMIENTO PREVENTIVO

DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

(Adaptado del Proyecto de Desarrollo de operadores eléctricos para reducción de la pobreza en Ecuador y el Perú (DOSBE) Miguel A. Egido / María Camino, Instituto Energía Solar, Universidad Politécnica de Madrid IES-UPM, 2008.)

14.G2.1. PROCEDIMIENTOS DE MEDIDA DE COMPONENTES Y SISTEMA

Con el fin de garantizar los requisitos de calidad recogidos en los estándares mencionados en esta Norma, es necesario definir una serie de procedimientos de medida sobre cada uno de los componentes del sistema. Una propuesta de verificación de estos requisitos se recoge en un protocolo de medidas desarrollado también por el Instituto de Energía Solar y de libre distribución [IES, 2004].

Procedimientos de medida de sistemas fotovoltaicos domésticos. Instituto de Energía Solar, UPM. Marzo 2004.

Los procedimientos de medida aquí propuestos se basan en la utilización de instrumentación sencilla, como multímetros o shunts, son fácilmente replicables en los países receptores de los sistemas pero sin perder el rigor científico y con una precisión similar a otros métodos de medida que utilizan instrumentación más compleja. La filosofía es reducir los costos considerando el entorno socio-económico donde los SFVAR tienen su principal aplicación, en los países en vías de desarrollo, facilitando así la replicabilidad de estos procedimientos.

De acuerdo con la clasificación establecida en el estándar, existen seis procedimientos de prueba bien diferenciados, que corresponden respectivamente a cada uno de los componentes: módulos, baterías, regulador de carga, inversor y luminarias que integran un SFVAR y, por último, a la evaluación del funcionamiento del sistema, con lo que también se incluyen los efectos del cableado, conectores o el ajuste del conjunto controlador de carga-batería. Las pruebas para los inversores y aplicaciones de AC se describen en el estándar correspondiente [IES,2003].

A continuación se detallan las pruebas específicas sobre cada ítem. La descripción completa de las mismas (instrumentación necesaria, procedimiento de medida, etc.) se puede encontrar en los documentos referenciados. [IES, 2003] [IES, 2004]

Sistema: recepción del sistema (inspección visual), medidas del generador fotovoltaico (promedio de producción diaria de energía), autonomía (carga y descarga de la batería), pérdidas de tensión en el cableado (líneas de generador, batería y carga).

Arreglo fotovoltaico: recepción (inspección visual), medida de las condiciones de operación (irradiancia solar global incidente, temperatura de las células), caracterización de los parámetros eléctricos principales (corriente de cortocircuito, tensión de circuito abierto, factor de forma, potencia máxima).

Banco de baterías: recepción (inspección visual), capacidad inicial (descarga de la batería), capacidad estabilizada, ciclado y umbrales de regulación de tensión (ciclos de carga y descarga de la batería), gaseo (corriente de gaseo de la batería)



Regulador de carga: recepción (inspección visual), autoconsumo (arreglo fotovoltaico y cargas en posición OFF, arreglo fotovoltaico y cargas en posición ON, arreglo fotovoltaico en posición OFF y cargas en posición ON), caídas internas de tensión (línea arreglo fotovoltaico-batería, línea de carga-batería), umbrales de regulación de tensión (protección contra sobre corriente, protección contra sobre descarga de la batería), protecciones (condición “sin batería”, polaridad inversa en la línea del arreglo fotovoltaico, polaridad inversa en la línea de la batería, sobre corriente, cortocircuito, sobretensión, pérdidas de corriente inversa, grado de protección IP), resistencia frente a corriente máxima.

Luminarias: recepción (inspección visual), protecciones (operación sin tubo, operación con un tubo deteriorado, inversión de la polaridad, salida de cortocircuito, interferencias en la frecuencia de radio), durabilidad (resistencia al ciclado, potencia de entrada), condiciones extremas (altas y bajas temperaturas), luminosidad (comportamiento luminoso).

Inversor: recepción (inspección visual), medidas en el lado AC (medida de potencia nominal y de arranque, regulación de la tensión y de la frecuencia, distorsión armónica), medidas en el lado DC (umbrales de desconexión, rizado), características generales del inversor (rendimiento DC/AC, fiabilidad).

Estos procedimientos están diseñados para ser realizados por cualquier laboratorio acreditado y su resultado es la certificación de los equipos de acuerdo a la normativa.

14.G2.2. PROCEDIMIENTOS DE MEDIDA EN LA RECEPCIÓN DE SISTEMAS

El siguiente paso en el aseguramiento de la calidad de los equipos fotovoltaicos instalados consiste en verificar que los componentes del sistema cumplen los requisitos del sistema diseñado. Para ello, se definen una serie de pruebas sobre los componentes que pueden replicarse en el lugar de instalación en el momento de la recepción de los equipos. Estos ensayos, que incluyen pruebas sobre los módulos fotovoltaicos, baterías, controladores y lámparas se definen en [TaQSolRE, 2004].

Guidelines for Commissioning Photovoltaic stand-alone systems. P. Díaz, M. Egido Aguilera, F. Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2004.

En este documento se incluyen pruebas que pueden ser replicadas en campo y se establecen los umbrales que deben verificar los componentes. Los requisitos se corresponden con los propuestos en la Norma Técnica Universal de Sistemas Fotovoltaicos. Las pruebas se corresponden con las diseñadas para laboratorio pero adaptadas a las condiciones de campo, lo que implica que no todas las pruebas pueden replicarse; por ejemplo, no pueden realizarse pruebas de resistencia a la temperatura ni pruebas destructivas para comprobar los límites de funcionamiento de los componentes.

La primera prueba de la serie consiste en una inspección visual de todos los componentes del sistema para verificar que no están defectuosos ni han sufrido daños por efecto del transporte hasta el lugar de instalación. También se pueden realizar algunas medidas sobre los componentes para verificar su correcto funcionamiento. Estas medidas están basadas en los procedimientos de certificación en laboratorio. La adaptación de estas medidas en campo implica que los tiempos que toma cada procedimiento sean razonables y que la instrumentación necesaria para estas medidas esté disponible localmente.

Este paso tiene sentido, especialmente, si los equipos han sido certificados previamente en laboratorio ya que de este modo se puede evaluar el deterioro que han sufrido, por efecto del almacenaje y transporte, desde su fabricación hasta el momento de la instalación.



14.G2.3. OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y EVALUACIÓN

Asegurar la calidad en el resto de fases del proyecto implica definir los procedimientos sobre los equipos una vez instalados. En [TaQSolRE, 2005] se definen pruebas sobre los componentes y se proponen formatos para las visitas de mantenimiento y evaluación una vez que los equipos están en operación.

Guidelines for Quality Assurance Procedures. Part I: Guideline proposal. P. Díaz, M. Egido Aguilera, F. Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2005.

Durante el período de funcionamiento de los SFVAR una forma de asegurar la confiabilidad del abastecimiento energético y minimizar el tiempo de no disponibilidad debida a fallos del sistema es realizar visitas periódicas de mantenimiento preventivo. Es necesario establecer protocolos adecuados de mantenimiento, preventivo y correctivo (cuando se produzca alguna falla), con el fin de sistematizar estas tareas y asegurar la calidad del servicio proporcionado a los usuarios.

En el documento desarrollado por el IES y el resto de socios en el marco del proyecto TaQSolRE se describen los procedimientos de medida que aplican a los componentes tanto en las visitas de O&M como de evaluación de los sistemas.

Nuevamente, la aplicación periódica de estos procedimientos de medida tiene sentido, si se cuenta con los resultados de medidas previas bien en laboratorio bien durante las anteriores visitas al equipo. Esto permite evaluar el deterioro y las pérdidas que sufren los equipos en un período de tiempo determinado por efecto de su exposición a la intemperie y su funcionamiento en unas determinadas condiciones de operación.

Cap14 Energia Renovables

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